Шина процесса и шина станции что это

Компания «РТСофт» при разработке и создании цифровых подстанций исходит из принципа, что цифровая подстанция — это не отдельный класс объектов автоматизации, а эволюция классической схемы построения АСУТП. В рамках этого принципа мы используем имеющийся большой опыт построения классических АСУТП для получения наилучшего баланса между надежностью и стоимости системы.

АСУТП цифровых подстанций создаются на базе программно-технического комплекса SMART-SPRECON.

Главными отличительными принципами построения цифровой подстанции являются:

применение единого протокола передачи информации между компонентами;
построение автоматизированных систем с применением объектно-ориентированного подхода;
переход от взаимодействия между компонентами ПС аналоговыми/дискретными сигналами к передаче всей информации по цифровым каналам.

И если первые два принципа закрываются полным переходом на протокол передачи данных в стандарте МЭК 61850 с описанием объекта и сигналов на языке SCL стандарта МЭК 61850-6, то последний требует применения оборудования в нетипичной для классической схемы среде функционирования и использования ранее не применявшегося протокола передачи данных.

В ЦПС оборудование АСУТП, выполняющее функции ввода-вывода дискретных сигналов и контроля прямого ввода ТТ и ТН, выносится из помещений и устанавливается в непосредственной близости первичного оборудования.

Контроллеры SPRECON-E-C, выполняющие функции преобразователей дискретных сигналов, а также преобразователи аналоговых сигналов размещаются в уличных шкафах специального исполнения, предназначенных для работы в широком температурном диапазоне и в сложной электромагнитной обстановке.

Полевой уровень включает:

Уличные шкафы с оборудованием:

преобразователи дискретных сигналов (ПДС) на базе контроллера SPRECON-E-C;
преобразователи аналоговых сигналов (ПАС) на базе партнерских решений с поддержкой протокола передачи данных стандарта МЭК 61850-9-2.

Оборудование для ячеек низкого класса напряжения:

терминал РЗА с функциями контроллера ячейки на базе SPRECON-E-P (рис. 1);
преобразователи аналоговых сигналов на базе партнерских решений с поддержкой протокола передачи данных стандарта МЭК 61850-9-2 (для ячеек вводов автотрансформатора и секционных выключателей);
многофункциональные измерительные преобразователи (для ячеек отходящих линий).

Уровень присоединения включает следующее оборудование:

контроллеры присоединений на базе контроллера SPRECON-E-C;
терминалы РЗА на базе SPRECON-E-P.

Подстанционный уровень включает следующие компоненты:

станционные контроллеры связи и управления на базе контроллера SPRECON-E-C;
серверы АСУТП с ПО SCADA V460;
стационарные и переносные АРМ с ПО SCADA SPRECON-V460;
оборудование системы единого времени с поддержкой протоколов синхронизации времени PTP и NTP;
оборудование системы гарантированного питания.

Рис. 1. Терминал РЗА с функциями контроллера ячейки

Основным протоколом передачи данных являются протоколы стандарта МЭК 61850. С полевого уровня на уровень присоединений ПАС передают данные в протоколе Sampled Values стандарта МЭК 61850-9-2 контроллерам присоединений и терминалам РЗА, а ПДС SPRECON-E-C – в протоколе GOOSE стандарта МЭК 61850-8-1. Контроллеры присоединений SPRECON-E-C передают данные в станционные контроллеры в протоколе MMS стандарта МЭК 61850-8-1.

Локальная вычислительная сеть ПТК АСУ ТП состоит из станционной шины и шины процесса. Шина процесса отличается применением в ней передачи данных в протоколах Sampled Values и GOOSE и применением коммутаторов с поддержкой протокола синхронизации времени PTP, обеспечивающего точность синхронизации до 10 нс.

ЛВС строится на основе кольцевой топологии с использованием технологии резервирования RSTP с восстановлением в случае однократного отказа. Для повышения надежности используется протокол параллельного резервирования PRP, обеспечивающий бесшовное резервирование и реализуемое на конечных устройствах.

Все компоненты ПТК SMART-SPRECON поддерживают работу в ЛВС с протоколом резервирования PRP и синхронизацию времени по протоколу PTP.

Шина процесса и шина станции что это

Эталонная система автоматизации подстанции

Стандарт МЭК 61850 «Сети и системы связи на подстанциях» описывает эталонную систему автоматизации энергетической подстанции. Он включает себя описания технологий передачи данных по сетям связи Ethernet, требования к системам управления, а также требования к физическому исполнению коммуникационных устройств.

Автоматизация подстанции – это процесс объединения существующих устройств подстанции в новую сетевую инфраструктуру, связывая различные устройства для сбора данных, управления и записи событий, в автоматизированную сеть связи, практически не требующую вмешательства человека.

Подстанции, соответствующие стандарту МЭК 61850-3 принято делить на три логических уровня: уровень станции, присоединения и процесса.

На уровне станции происходит протоколирование нарушений работы, защита шин, определение последовательности действий, а также архивация данных, диспетчерский контроль и синхронизация времени.
На уровне присоединений осуществляется релейная защита и мониторинг линий, протоколирование нарушений (сбор данных), работает локальная противоаварийная автоматика.
На уровне процессов осуществляется сбор данных, протоколирование нарушений и выдача команд управления.

Уровень процесса подстанции связан со сбором таких данных, как данные о состоянии, параметры тока и напряжения. Эти данные получают с трансформаторов и преобразователей, установленных на первичном оборудовании энергосистемы, выполняющей передачу электроэнергии.

На уровне процесса данные с оптических/электронных датчиков напряжения и тока, а также данные состояния собираются и в цифровом виде преобразуются объединяющими микропроцессорными устройствами (MU).

Сети связи, обеспечивающие обмен данными между уровнями подстанции принято называть коммуникационными шинами:

Шина процесса – информационная сеть, по которой осуществляется мгновенный обмен информацией от трансформаторов тока и напряжения между уровнем присоединения и уровнем процесса, а также обмен информацией управления между этими уровнями.
Шина станции – информационная сеть, по которой осуществляется обмен информацией, относящейся к защите и управлению внутри уровня присоединения, а также между уровнем присоединения и станции.

Протоколы передачи данных на подстанциях МЭК 61850

Стандартом определены основные протоколы обмена данными на подстанции:

MMS (Manufacturing Message Specification) – для мониторинга состояния подстанции, все устройства в системе обмениваются сообщениями формата MMS.
GOOSE (Generic Object Oriented Substation Events) – сообщения передают критически важные данные
SMV (Sampled Measured Values) – данные от измерительных систем передаются по локальной сети используя протокол SMV

Требования к сетевым устройствам подстанции

Минимальные требования к исполнению сетевых устройств по МЭК 61850-3:

Защита от электромагнитных помех не ниже уровня 4 стандартов МЭК 61000
Температура работы устройств от -40 до +75 °C
Устойчивость к вибрациям и ударам
Резервированное питание

Требования к надежности работы систем подстанции:

Синхронизация времени на всех устройствах
Устойчивость к единичным отказам
Передача данных без потерь
Приоритетная доставка трафика GOOSE, SV, MMS

Коммуникационное оборудование Moxa для энергетических подстанций

Для построения сетей связи на интеллектуальных подстанциях компания Moxa выпускает Ethernet-коммутаторы серии PowerTrans (PT). Оборудование MOXA сертифицировано по стандартам IEС 61850 и IEEE1613 и отвечает всем требованиям по производительности, надежности и электромагнитной совместимости, предъявляемым к системам автоматизации объектов электроэнергетики.

Технологии, позволяющие коммутаторам Moxa построить эффективную систему на подстанции:

Надежность:

Производительность:

Управляемость:

В коммутаторах двумя самыми уязвимыми местами являются блок питания и оптические порты, именно поэтому разработчики уделяют важную роль возможности мониторинга этих компонентов. Так коммутаторы Moxa оснащены функциями Dying Gasp и Fiber Check.

Dying Gasp – Оповещение о потере питания

Коммутаторы Moxa имеют резервированные блоки питания для повышения отказоустойчивости. Кроме того, когда потребляемая мощность модуля питания ниже порога работоспособности системы, активируется функция Dying Gasp и коммутатор отправляет оповещение о потере питания оператору по Syslog или SNMP.

Оборудование, поддерживающее Dying Gasp — коммутаторы PT-G7728 и PT-G7828

Fiber Check — Диагностика оптических портов ST/SC или SFP

Коммутаторы Moxa обладают возможностью отслеживать состояние оптических портов и сигнализировать об ухудшениях характеристик сигналов. Данный инструмент позволяет вовремя реагировать на изменения качества связи и предотвращать потерю данных из-за возможной деградации характеристик оптического передатчика или износа оптической линии.

В IT-системах распространена технология DDM (Digital Diagnostics Monitoring) — функция цифрового контроля параметров производительности SFP трансивера. Технология FiberCheck является усовершенствованием технологии DDM.

Обе технологии, Fiber Check и DDM, позволяют производить мониторинг оптических параметров: температура трансмиттера, рабочее напряжение и мощность приемопередатчика Tx/Rx. А также осуществлять оповещение: по протоколу SNMP или MMS в систему управления, по Email, с помощью реле или осуществление записи в журнал событий.

В отличии от DDM, технология Fiber Check кроме текущих значений оптических параметров также показывает и эталонные, что упрощает контроль за линией.

Оборудование, поддерживающее Fiber Check — коммутаторы серий PT-7528, PT-G7728/7828

Оборудование, поддерживающее DDM — коммутаторы серии PT-G503, PT-7728/PT-7828

GOOSE Check – мониторинг GOOSE сообщений

Очень важно своевременно и быстро реагировать на потери или появление новых GOOSE пакетов на энергетических объектах. Для этой задачи используются отдельные специализированные анализаторы GOOSE, но компания Moxa разработала вспомогательный инструмент GOOSE Check, встроенный в коммутатор. Данная функция позволяет отслеживать такие параметры GOOSE сообщений как текущий статус, APPID, MAC-адрес получателя, Имя IED, VLAN ID. При пропадании сообщения из сети, ошибке в контрольной сумме или при появлении сообщения от нового источника выдается соответствующее изменение статуса.

Данный инструмент не заменяет полноценный анализатор GOOSE сообщений, но облегчает процедуру наладки оборудования на энергетических объектах.

Подробнее о GOOSE Check читайте в нашей статье Функция мониторинга GOOSE-сообщений.

Оборудование, поддерживающее GOOSE Check — коммутаторы PT-G7728 и PT-G7828

Протоколы PRP/HSR – Бесшовное резервирование сети

В критически важных системах нельзя допускать прерывания связи даже на миллисекунды, так как этого времени будет достаточно, чтобы серьезно повлиять на работу системы или поставить под угрозу безопасность персонала.

В стандарте МЭК 61850 указано, что на подстанциях не должна присутствовать потеря пакетов типа GOOSE и SMV, то есть при построении избыточных топологий связи необходимо организовывать нулевое время переключения между каналами связи. Технологии PRP/HSR, способные осуществить бесшовную передачу данных и обеспечить требуемую надежность развертываемой сети, описаны в стандарте МЭК 62439.

PRP (Parallel Redundancy Protocol) – протокол параллельного резервирования

При использовании PRP строятся две независимые сети, по которым передаются две копии каждого пакета данных.

HSR (High-availability Seamless Redundancy) – протокол резервирования по кольцевому соединению

HSR используют в кольцевых топологиях. Каждый передаваемый кадр дублируется и передается в обоих направления кольца HSR.

Подробнее о технологиях PRP и HSR — в нашей статье по ссылке.

Поддерживаемое оборудование: коммутаторы PT-G503 и PT-G7728 (с установленным модулем LM-7000H-2GPHR), встраиваемый коммуникационный модуль EOM-G103-PHR-PTP и компьютеры серии DA-820С и серии DA-682C (с установленными модулями DA-PRP-HSR-I210 и DN-PRP-HSR-I210).

IEC 61850 QoS – Приоритезация трафика

QoS (Quality of Service) – технология позволяющая устанавливать приоритет в обслуживании разного типа трафика. Распределение трафика осуществляется на основании тэгов, которыми маркируется весь трафик, и портов.

IEC 61850 QoS гарантирует доставку критически важных пакетов с наивысшим приоритетом. Сетевые пакеты стандарта IEC 61850 помещаются в отдельную очередь и передаются вне очередей остального трафика.

Коммуникационным пакетам могут быть назначены разные приоритеты, в зависимости от их важности. Выявление приоритета осуществляется на основании типа трафика.

Тип пакетов в очереди МЭК 61850: GOOSE и SMV

Уровень приоритета пакетов внутри очереди МЭК 61850: High, Medium, Normal, Low

Подробная информация по технологии QoS — в статье QoS – Приоритезация трафика

Поддерживаемое оборудование: коммутаторы серий PT-7528, PT-7728/PT-7828, PT-G7728/7828.

IEEE 1588 v2 – Синхронизация времени

Синхронизация времени на подстанциях необходима для обеспечения точности измерительных систем и систем управления. В подобных системах недостаточно общепринятых в IT-системах протоколов синхронизации NPT и SNPT.

Стандарт IEEE 1588 v2 разработан специально для промышленных сетей и описывает протокол точного времени PTP (Precision Time Protocol). PTP предназначен для использования в локальных сетях и гарантирует высокую точность синхронизации.

Протокол синхронизации

Точность

Соответствие требованиям
шины станции МЭК 61850
(1 мс)

Соответствие требованиям
шины процесса МЭК 61850
(1 мкс)

МЭК 61850-90-4 – Интеграция с энергетическими SCADA-системами

В стандарте МЭК 61850-90-4 описывается система управлением устройствами МЭК 61850, которые используют протокол MMS для обмена данными. Для того, чтобы централизованно управлять сетями передачи данных и подключенным энергетическим оборудованием необходимо, чтобы коммуникационное оборудование также поддерживало протокол MMS и могло быть интегрировано в единую Power SCADA-систему.

В серии коммутаторов Moxa Power Trans реализована возможность мониторинга и управления по протоколу MMS. За счет этого повышается эффективность управления всем оборудованием на подстанциях, а также уменьшаются затраты на развертывание и обслуживание системы.

Преимущества использования MMS:

Мониторинг и управление IED устройствами, коммутаторами, встраиваемыми компьютерами и другими устройствами с единой системы Power SCADA
Построение сетевой иерархии всей системы
Составление отчетов и настройка оповещения

Поддерживаемое оборудование: Коммутаторы серий PT-G503, PT-7528, PT-7728, PT-G7728/7828.

Кроме того, компания Moxa выпускает собственное программное обеспечение MXview One, которое позволяет в режиме реального времени наблюдать за состоянием сетевой инфраструктуры объектов по протоколам SNMP, IGMP и LLDP. С помощью данного ПО можно видеть топологию сети с адресацией и используемыми портами, основные и резервные каналы в резервируемой топологии, загруженность каналов, настройки VLAN и функций безопасности, а также мгновенно получать сообщения о событиях в сети. Дополнительный модуль MXview One POWER предоставляет пользователям расширенные функции для энергетических подстанций: визуализацию PRP/HSR топологий, GOOSE потоков, проходящих в сети, и идентификацию связанных IED-устройств по протоколу MMS.

Технология VLAN – Эффективная передача данных

Технология c (Virtual Local Area Network) позволяет разделить общую сеть подстанции на функциональные группы, обмен данными между которыми будет ограничен. Это обеспечит более эффективную и надежную связь на всем объекте.

Снижение нагрузки на магистральных портах

Настройка сетевых устройств для управления пропускной способностью магистральных портов

Разделение потока данных между функциональными группами, а также ограничение доступа к устройствам.

Снижение нагрузки на подключенные устройства

Разделение широковещательных доменов приводит к тому, что уменьшается количество данных, которое необходимо обрабатывать конечным устройствам.

Поддерживаемое оборудование: Все управляемые коммутаторы Moxa

Подробнее о технологии VLAN и ее настройке — в нашей статье Технология VLAN

шина процесса

Использование протокола МЭК 61850-9-2 неразрывно связано с термином «шина процесса» (от англ. «Process Bus»). Шиной процесса по МЭК 61850-1 называется коммуникационная шина данных, к которой подключены устройства полевого уровня подстанции (коммутационные аппараты, измерительные трансформаторы). В данном случае слово «шина» не следует понимать буквально, речь идёт о целой системе передачи данных между устройствами. Таким образом, в общем случае к шине процесса могут быть подключены не только измерительные преобразователи, но также выключатели, разъединители и другое оборудование. Однако именно передача мгновенных значений от измерительных трансформаторов производит наибольшую нагрузку на информационную сеть «шины процесса».

В традиционной схеме подключения устройств РЗА цепи от измерительных трансформаторов тока и напряжения, находящихся на ОРУ или в КРУЭ, прокладываются до терминалов РЗА, размещенных в ОПУ (см. Рис. 1).

5721

Использование концепции шины процесса предполагает, что все сигналы, включая мгновенные значения токов и напряжений, оцифровываются непосредственно в аппарате и передаются устройствам защиты и автоматики в виде цифрового потока данных по информационной сети, называемой шиной процесса (см. рис. 2).

5722

Как и в случае с остальными протоколами основные концептуальные положения сервиса передачи мгновенных значений описаны главой МЭК 61850-7-2.

Охарактеризуем передачу мгновенных значений тока и напряжения с точки зрения требований, предъявляемых при передаче данных:

Требуется передача данных с высокой частотой, что ведёт к появлению больших объёмов информации, передаваемых по сети. Причём, должна быть обеспечена возможность выбора различных частот, наример, меньшая частота в случае использования для целей релейной защиты и большая частота для целей контроля качества электрической энергии;
Необходимо обеспечить минимальную задержку при передаче данных по сети шины станции, так как эта задержка в конечном счёте будет влиять на быстродействие устройств РЗА;
Измерения, получаемые с различных источников одним приёмником (например, значения тока и напряжения от разных устройств сопряжения), должны быть синхронизированы по времени. В противном случае возможна некорректная работа устройств РЗА;
Требуется обеспечить возможность выявления потерь и искажений данных при передаче данных с целью исключения возможных излишних и ложных срабатываний РЗА, а также сигнализации в случае отказа канала связи или устройства сопряжения,
Один поток данных может быть востребован различными устройствами (например, данные о напряжении на шинах от устройства сопряжения ТН), поэтому должна быть обеспечена возможность многоадресной передачи данных.
Требуется гибкость при формировании кадров данных, поскольку измерения могут поступать как с группы трёхфазных трансформаторов тока или напряжения, так и с комбинированных измерительных преобразователей.

Рассмотрим механизмы с помощью которых решались поставленные задачи.
Передача данных с высокой частотой и скорость передачи данных

Обеспечение высокой частоты передаваемых данных на сегодняшний день является обычным требованием к сетям передачи данных, например, при решении задач телефонии или передачи потокового видео. Поэтому, хотя прикладная задача передачи мгновенных значений тока и напряжения и накладывает достаточно высокие требования в части производительности сетевого оборудования, существующее сетевое оборудование в промышленном исполнении вполне способно решать эти задачи.

Отдельно требуется рассмотреть требование по возможности изменения частоты передачи данных. Так, например, при решении задач релейной защиты может потребоваться передавать мгновенные значения с частотой 20 выборок/период, однако для целей контроля качества электрической энергии потребуется существенно более высокая частота. С другой стороны в указанных случаях предъявляются различные требования к быстродействию. Так, в случае передачи данных устройству релейной защиты требуется передать занчения тока и напряжения в темпе реального времени с минимальной задержкой. Тогда как для целей коммерческого учёта и анализа качества допустимо введение задержек при условии точной привязки данных к единому времени.

Исходя из этих условий в стандарте предусмотрено два параметра, которые будут влиять на частоту формирования кадров с выборками мгновенных значений (Sample Rate — SmpRate) и на количество измерений, размещаемых в одном кадре (Number of ASDU — noASDU). Фактическая частота формирования кадре в сеть при этом будет составлять f = SmpRate/noASDU. Так, например, при частоте SmpRate = 80 выборок за период и количестве мгновенных значений в одном кадре noASDU = 1, фактическая частота формирования кадров составит 80 пактов за период или 4 кГц. В случае частоты взятия выборок SmpRate = 256 выборок за период и количестве выборок в кадре noASDU = 8, фактическая частота формирования кадров в сеть составит лишь 1,6 кГц.

Конечно, кадр с 8 выборками будет иметь больший размер, чем с одной выборкой, однако, в силу специфики сетей на базе технологии Ethernet, оптимальная пропускная способность канала передачи данных достигается при максимальной длине кадров. Кроме того, при передаче нескольких выборок в одном кадре используется одна и та же общая часть кадра, что в конечном счёте позволяет повысить эффективность передачи данных в случаях, когда не требуется высокое быстродействие, то есть скорость передачи каждой отдельной выборки.

Обеспечение минимальных задержек при передаче данных

Вопрос обеспечения минимальных задержек при передаче данных по протоколу GOOSE был достаточно подробно рассмотрен нами. Протокол МЭК 61850-9-2, также как и GOOSE, маппируется непосредственно на протокол второго уровня, что в сочетании с использованием меток приоритета VLAN-Priority и качества обслуживания QoS позволяет значительно повысить приоритет данных, передаваемых по протоколу МЭК 61850-9-2, по сравнению с остальными данными, передаваемыми по той же сети с использованием других протоколов, тем самым, сводя к минимуму задержки как при обработке данных внутри устройств источников и приёмников данных, так и при обработке их сетевыми коммутаторами.

Синхронизация данных по времени и обнаружение потерь

Устройство релейной защиты может получать измерения от разных устройств шины процесса. Например, на защищаемом присоединении может быть установлен только трансформатор тока, тогда как данные о напряжении получаются от ТН, установленного на шинах и подключенного через отдельное устройство сопряжения. Очевидно, что в такой ситуации отсутствие синхронизации между выборками с двух УСШ может привести к ложным и излишним срабатываниям защиты в случае возникновения различных задержек по сети и неодновременного прихода пакетов.

Отметим, что фактически присвоение метки абсолютного времени каждой выборке не требуется — требуется лишь чтобы выборки, сформированные различными устройствами в один и тот же момент времени имели один и тот же идентификатор. Таким идентификатором является поле smpCnt — счётчик выборок. Счётчик за одну секунду пробегает значения от 0 до (SmpRate*50-1). Номера присваиваются формируемым выборкам одновременно, так что устройство-приёмник данных МЭК 61850-9-2 может легко установить соответствие между получаемыми значениями и производить вычисления на их основе. Для того чтобы все устройства сопряжения формировали данные с одними и теми же номерами используется внешний синхронизирующий импульс. При использовании секундного импульса счётчик smpCnt принимает значение 0 каждый раз при приходе синхроимпульса. Причём выборке с номером «0» соответствует выборка, взятая в момент прихода импульса.

Таким образом достигается синхронизация всех выборок и принимающее устройство может обрабатывать значения токов и напряжений, принятые от разных устройств, компонуя их по номерам выборок (см. рис. 3), причём синхронизация самого принимающего устройства не требуется. С помощью счётчика выборок устройство также может осуществлять контроль целостности принимаемых данных, то есть обнаруживать факты пропажи выборок. Различные устройства по-разному реагируют на пропажу выборок, как правило, это определятся алгоритмами, заложенными в устройство-приёмник и описано в сопроводительной документации.

5723

Сигнализации об искажениях данных

Важной особенностью передачи данных в цифровом формате является возможность передачи сервисной информации — так называемых мета-данных. Сервисная информация передаётся с использованием меток качества в одном кадре с самими выборками. Такая опция позволяет устройству-издателю снабжать передаваемые значения токов и напряжений метками, отражающими достоверность этих данных, включая информацию о том, что измерения производятся в заданном классе точности, измеряемое значение не выходит за границы допустимого диапазона, значение измерено прямым путём, либо получено на основе косвенных вычислений и т.п. Эти данные могут в дальнейшем использоваться алгоритмами принимающего устройства с целью блокировки тех или иных функций в автоматическом режиме и выдачи сигнализации оперативному персоналу.

Гибкость при формировании потоков данных

Аналогично с GOOSE-сообщениями, данные в которых передаются на основе составленного набора данных (DataSet), потоки по протоколу МЭК 61850-9-2 также формируются на основе набора данных, в который включаются атрибуты мгновенных значений тока и напряжения. В общем случае в набор данных, передаваемых по протоколу МЭК 61850-9-2, могут включаться не только эти атрибуты, но и любые атрибуты сигналов, включая дискретные сигналы, при условии, что эти данные необходимо передавать с высокой частотой дискретизации.

Спецификация «Light Edition»

Глава МЭК 61850-9-2 описывает коммуникационный профиль протокола передачи мгновенных значений и структуру соответствующих сообщений, однако не описывает ни структуру информационной модели устройств, ни структуру набора передаваемых данных, ни частоты дискретизации измеряемых сигналов, ни способы синхронизации устройств по времени.

За несколько лет существования первой редакции МЭК 61850-9-2 массово не были представлены устройства с его поддержкой, в первую очередь, ввиду большой гибкости которую он давал, хотя принципиально все изложенные в нем положения всем были понятны. Каждый производитель мог определить «свой» набор данных, «свои» частоты дискретизации и реализовать устройства с соответствующими характеристиками, но их решения не были бы совместимы с решениями других производителей, либо для их совместимости потребовался бы охват большого диапазона значений изменяющихся параметров, что сразу реализовать крайне сложно.

Появилась необходимость в некой договоренности между производителями, заказчиками и другими заинтересованными сторонами. Такой договоренностью стали технические требования «Implemetation Guidelines for Digital Interface to Instrument Transformers using IEC 61850-9-2», получившие сокращенное наименование «МЭК 61850-9-2LE». Эти технические требования не противоречат положениям стандарта МЭК 61850-9-2, а лишь зафиксировали ряд моментов:

структуру информационной модели устройства,
набор передаваемых данных (4 тока и 4 напряжения),
частоты дискретизации измеряемых сигналов (4000 Гц для целей релейной защиты и коммерческого учёта, 12800 Гц для целей контроля качества электроэнергии),
способы синхронизации устройств по времени (секундный импульс 1PPS).

Это дало толчок к массовому появлению на рынке как устройств-источников информационных потоков МЭК 61850-9-2LE, так и приемников этих потоков.

Моменты, зафиксированные техническими требованиями МЭК 61850-9-2LE, могут меняться с течением времени (например, может измениться способ синхронизации устройств по времени, структура набора данных и т.д.). И примеры этому уже есть, например, тенденция к использованию протокола PTP для синхронизации устройств по времени вместо описанного в МЭК 61850-9-2 LE синхроимпульса 1PPS, изменение/добавление частот дискретизации измеряемых сигналов и др.

Таким образом, можно отметить что все устройства, которые сейчас появляются на рынке, поддерживают МЭК 61850-9-2, а благодаря техническим требованиям МЭК 61850-9-2LE все производители «приняли» одинаковые решения в тех аспектах, где МЭК 61850-9-2 допускает гибкость.

Развитие протокола в части синхронизации времени и резервирования

Первая редакция МЭК 61850-9-2 не предполагала использования протоколов резервирования, в связи с чем формат Ethernet-кадра, описанный первой редакцией не включал соответствующих полей. Впоследствии вопрос применения протоколов резервирования на уровне шины процесса встал достаточно остро в связи с чем, в редакции 2 стандарта в описание формата кадра 9-2 были добавлены поля для протоколов резервирования PRP и HSR.

Протокол синхронизации времени не описан самим стандартом МЭК 61850-9-2 вовсе. Глава МЭК 61850-5 содержит лишь требования к точности синхронизации, однако также не оговаривает каким образом должна достигаться эта точность. Единственным документом, прямо указывающим на использованием синхроимпульса 1PPS являются технические требования МЭК 61850-9-2 LE. Следует отметить, что данная спецификация не предполагала использование протокола синхронизации IEEE 1588 v2, профиль для электроэнергетики которого появился уже после принятия МЭК 61850-9-2LE. Однако уже сегодня появляются устройства, поддерживающие новый протокол синхронизации времени вместе с возможностью синхронизации по сигналу 1PPS.

Рассмотренные изменения ведут к необходимости закрепления новых технических требований, или общих договорённостей взамен действующей редакции 9-2 LE и у многих возникает вопрос, когда будет издана вторая редакция 9-2LE? Однако, вторая редакция 9-2LE издана не будет. На смену этому документу придёт стандарт, описывающий требования к цифровому интерфейсу измерительных трансформаторов — МЭК 61869-9.

МЭК 61869-9

На сегодняшний день стандарт МЭК 61869-9 Измерительные трансформаторы — Часть 9. Цифровой интерфейс находится в финальной стадии разработки — он опубликован для голосования и сбора замечаний. Этот документ заменит и расширит технические требования МЭК 61850-9-2LE, которые определили первый профиль (или спецификацию) МЭК 61850 для измерительных трансформаторов тока и напряжения и устройств сопряжения. Новый стандарт учитывает опыт, накопленный в работе с техническими требованиями, изложенными в 9-2LE.

Отличительными особенностями документа являются:

Обратная совместимость с МЭК 61850-9-2LE
Использование синхронизации времени согласно стандарту IEC 61588 (2-ая редакция), с сохранением возможности использования 1PPS
Обеспечение возможности измерения электрических величины в сетях как переменного, так и постоянного тока
Предусмотрено использование Ethernet 100 Мбит/с или 1 Гбит/с
Определено использование следующих частот дискретизации измеряемых сигналов в независимости от номинальной частоты сети:
- для целей учета электроэнергии и РЗА: 4800 Гц;
- для целей контроля качества электроэнергии: 14400 Гц;
- для целей учета электроэнергии и РЗА в сетях постоянного тока: 96000 Гц.
Шина процесса и шина станции что это

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ

Оцифровка величин тока и напряжения, поступающих от измерительных трансформаторов с технологией NCIT (нетрадиционные измерительные трансформаторы) или от обычных измерительных трансформаторов, преобразованных в цифровую форму так называемыми автономными объединяющими устройствами (SAMU), и простота доступа к этим данным, через цифровой стандартизированный интерфейс, со стороны любых электронных устройств, таких, как средства защиты, компьютерные системы, представляют собой главные преимущества этой технологии. Предполагается внедрение новых функциональных возможностей, например: интеллектуальный мониторинг, функции защиты на базе программных модулей, реализованных в рамках стандартных платформ аппаратных средств, и новые распределенные функции на компьютерах присоединения. Кроме того, интеллектуальный контроль всей системы NCIT предотвращает возможность возникновения существенных отказов мерами предупредительного техобслуживания, исключает несвоевременные ремонтные отключения и обеспечивает надежное функционирование подстанций посредством использования интеллектуального резервирования, например, такого, как протокол параллельного резервирования PRP (Parallel Redundancy Protocol).

Совместимость обычных измерительных трансформаторов и всех трансформаторов с технологиями NCIT, а также оборудования различных поставщиков может быть достигнута в результате использования стандартного протокола: «Шина процесса» (Process bus), т.е. МЭК 61850-9-2 со специальной рекомендацией МЭК 61850-9-2LE.

ВВЕДЕНИЕ

Международный стандарт МЭК 61850 для систем передачи данных открывает новую эру в области совершенствования подстанций. Он охватывает не только проектирование систем релейной защиты, контроля и управления подстанций, но и разработку вторичных цепей подстанций. Высокоскоростная связь между равноправными устройствами с использованием GOOSE-сообщений и дискретизированных аналоговых значений (Sampled Analogue Values) позволяет усовершенствовать распределенные приложения, базирующиеся на передаче значений тока и напряжения между устройствами, подключенными к сети технологического процесса и к локальной сети подстанции.

За несколько прошедших лет тенденции развития рынка в направлении реализации требований МЭК 61850 стали одинаково очевидными как для поставщиков, так и для заказчиков. Значительная доля этого интереса сконцентрирована на процессе миграции от решений реализации шин подстанций, продиктованных интересами изготовителей, в направлении систем автоматизации подстанций, которые характеризуются полной интеграцией интеллектуальных устройств IED, таких, как терминалы релейной защиты, в соответствии с требованиями принятого международного стандарта.

Этот подход был сосредоточен главным образом на «Шине подстанции» стандарта МЭК 61850-8-1 и реализовывался путем моделирования и развития по аналогии с традиционными подходами систем SCADA.

«Шина процесса» (Process bus), определенная стандартом МЭК 61850- 9-2, остается в существенной степени неисследованной до настоящего времени.

МЭК 61850-9-2 представляет собой часть стандарта, который внедряет в практику технологию нетрадиционных измерительных трансформаторов (NCIT), устраняя несовершенства и ограничения традиционных ТТ и ТН с их обмотками на стальных сердечниках.

«ШИНА ПРОЦЕССА» (PROCESS BUS)

«Шина процесса», определенная стандартом МЭК 61850-9-2, позволяет использовать цифровую связь между электронными трансформаторами тока/напряжения или объединяющими устройствами и устройствами присоединения, такими, как реле защиты, контроллерами или счетчиками присоединения. Это канал связи 4 на рисунке 1, заимствованном из стандарта МЭК 61850.

Фактически все технологии DIT используют электронные терминалы, поэтому они не позволяют применять традиционные аналоговые выходы измерительных трансформаторов по причине повышенной потребности в электропитании для усилителей.

В 1998 году возникла идея передачи «мгновенных значений измерений» (Sampled Values) по цифровым сетям передачи данных. Описание первой рекомендации было дано в стандарте МЭК 60044-8.

Компаниями Alstom и RTE был проведен успешный эксперимент по использованию оптического трансформатора тока на подстанции «Вилмулин» 400 кВ.

В 2002 году несколькими основными производителями был запущен проект «Совместимость» и произведен выбор протокола. Им стал протокол «Шина процесса» (Process bus). В документе под названием LE (Light Edition, облегченная редакция), входящем в состав Руководства, зафиксирован основной параметр протокола. Первая успешная демонстрация проведена на CIGRE в 2004 году.

В 2008 году рабочая группа TC38 начала разработку редакции нового стандарта МЭК 61869-9-2 для электронных измерительных трансформаторов. Предложенный цифровой интерфейс основывается на рекомендациях МЭК 61850-9-2 LE с дополнительными характеристиками. Этот документ будет издан в 2011 г.

Предложенная архитектура
Сохранение существующей архитектуры подстанции с резервированием сети Ethernet (PRP или HSR):
• защита (80 выборок/цикл) — основной канал 1;
• защита (80 выборок/цикл) — основной канал 2 (резерв);
• регистрация возмущений (256 выборок/цикл — полоса пропускания 10 кГц);
• учет (80 выборок/цикл) — коммерческий учет или учет тарифов;
• оценка качества электроэнергии (256 выборок/ цикл – анализ гармоник — 100 e).

Объединяющие устройства для мгновенных значений измерений:
• N-MU или P-MU для DIT (объединяющее устройство для подключения к первичным преобразователям, разделенным или в виде единого устройства, предназначенное для работы с датчиками различных типов);
• A-MU для CIT (объединяющее устройство для подключения к обычным измерительным трансформаторам с аналоговыми входами).

Объединяющее устройство для контроллеров выключателей:
• совместимость;
• CB-MU для выключателей и разъединителей (ввод/вывод, подача команды на отключение через GOOSE-сообщения);
• CB-MUM для выключателей (контроль и подача команды на отключение выключателя; резервирование).

Две независимые сети: 9–2 для передачи мгновенных значений измерений и 8–1 для GOOSE:
• «Шина процесса» (сеть Ethernet, в настоящее время 100 BaseFx) со стандартом МЭК 61850-9.2 LE для мгновенных значений измерений SV, которая в скором времени станет глобальным стандартным интерфейсом МЭК 61869-9-2, для измерений тока и напряжения;
• «Шина процесса» (сеть Ethernet, в настоящее время 100 BaseFx) со стандартом МЭК 61850-8.1 служба GOOSE-сообщений для положения выключателя-разъединителя (SW), положения и отключений автоматического выключателя.

ПРЕИМУЩЕСТВА ИНТЕГРАЦИИ «ШИНЫ ПРОЦЕССА»

Оцифровка величин тока и напряжения
Мгновенные значения, полученные от нетрадиционных или традиционных измерительных трансформаторов, оцифрованные так называемыми автономными объединяющими устройствами (SAMU), обеспечивают связь в реальном масштабе времени, что, в свою очередь, позволяет осуществить простой доступ к этим данным со всех прочих устройств подстанции (средств релейной защиты, компьютерных систем, и др.) путем реализации технологии Ethernet. Это является одним из главных преимуществ!

Совместимость
Достигается совместимость технологий традиционных и нетрадиционных измерительных трансформаторов, а также согласованность оборудования всех поставщиков со стандартным протоколом. Это обеспечивает значительно большую гибкость при проведении реконструкций подстанций генерирующих предприятий. Этот пункт абсолютно обязателен и противопоставляется «частным» решениям.

Простота эксплуатации
• оптическая технология Ethernet 100 BaseFX позволяет радикально упростить кабельную систему;
• оптический кабель имеет естественную изоляцию ЭМИ, что способствует снижению затрат на проектирование, инжиниринг и повышает общую надежность системы;
• используемые технологиями DIT электронные компоненты обеспечивают повышение степени промышленной стандартизации путем уменьшения разнообразия моделей ТТ/ТН по причине осуществимости повторной калибровки с помощью электронных установок.

Ввод в эксплуатацию, испытания на объекте, простота конфигурирования архитектуры позволяют добиться снижения численности персонала.

Ожидаемые новые функциональные возможности
Ниже приводится неполный перечень функциональных возможностей:
• интеграция всех функций защиты, управления, измерений и контроля в пределах подстанции на основе программных модулей, легко переносимых на любые стандартные аппаратные платформы;
• обеспечение средств для высокоскоростных приложений подстанции (новые функции защиты, блокировки, телеотключения);
• обеспечение новых распределенных функций для контроллеров присоединения или упрощенных устройств защиты (например, контроль синхронизма, регистрация переходных процессов, анализ гармоник и т.д.);
• возможность упрощенной повторной калибровки ТТ/ТН при работе с различными номиналами точек измерений.

Повышение степени готовности-надежности
• постоянный интеллектуальный контроль в оперативном режиме параметров трансформаторов тока, напряжения и автоматических выключателей, повышающий надежность эксплуатации;
• предотвращение серьезных аварий путем предупредительного техобслуживания;
• исключение несвоевременных ремонтных отключений.

Все это вносит вклад в обеспечение безопасности подстанций в результате применения интеллектуального резервирования, например, протокола параллельного резервирования PRP (Parallel Redundancy Protocol) (дублированная сеть передачи данных) или качественно интегрированного резервирования высокой степени готовности HSR (High-availability Seamless Redundancy).

Все эти преимущества обеспечивают ценный вклад в повышение надежности и готовности современных высоковольтных сетей и являются одной из важнейших задач концепции Smart Grid.
Похожие публикации: