Синхронизация времени шины процесса

Введение

Отсутствие завершенной и четко определенной нормативной базы создает барьеры в процессе внедрения инновационных технологий в электроэнергетике. Однако знание уже имеющихся стандартов и понимание перспектив их развития позволяют решать возникающие вопросы. В данной статье рассматривается применение стандартов в рамках реализации инновационной концепции цифровой подстанции, рис. 1.

 

Цифровая подстанция

Цифровая подстанция – это подстанция нового поколения, на которой применяются самые современные технологии, а информация передается в цифровом виде.

Ключевыми элементами цифровой подстанции являются:
• цифровые (электронные и оптические) трансформаторы тока и напряжения (NCIT – non-conventional instrument transformers);
• шина процесса (process bus);
• объединяющие устройства (merging units) с поддержкой шины процесса;
• интеллектуальные электронные устройства (ИЭУ – IEDs) с подержкой шины процесса;
• станционная шина (station bus), используемая не только для связи клиент – сервер между АСУ ТП и ИЭУ, но и для горизонтального обмена информацией между ИЭУ при помощи GOOSE-сообщений, включая высокоприоритетные сигналы релейной защиты.

Стоит отметить, что в зависимости от конкретных условий в рамках одной подстанции могут применяться как все перечисленные элементы, так и только некоторые из них (вплоть до единичных элементов).

Далее рассматриваются аспекты стандартизации при реализации шины процесса, объединяющих устройств, измерительных трансформаторов, а также вопросы обеспечения работы шины процесса в едином времени.

 

Шина процесса

Под шиной процесса понимается локальная вычислительная сеть, соединяющая первичное оборудование с интеллектуальными электронными устройствами (ИЭУ), выполняющими различные функции: релейной защиты, различного рода автоматики, технического (измерительные преобразователи) и коммерческого (счетчики) учета и т. д. При этом цифровой интерфейс может быть реализован либо в самом первичном оборудовании, либо при помощи различных комбинаций объединяющих устройств:
• измерительных объединяющих устройств;
• специализированных объединяющих устройств;
• полевых контроллеров ввода/вывода.

Информация, передаваемая по этой сети, – это выборки токов и напряжений в цифровом виде (sampled values) – стандарт IEC 61850‑9–2, и другая информация (в основном дискретная) в виде GOOSE-сообщений – стандарт IEC 61850‑8‑1.

На рис. 1 шина процесса и станционная шина организованы независимо друг от друга, хотя теоретически могут объединяться в единую локальную вычислительную сеть. Современная аппаратная реализация устройств, подключаемых к шине процесса, диктует необходимость в организации выделенных сетей связи.

Для упрощения и ускорения коммерческого внедрения стандарта IEC 61850‑9‑2 группой пользователей UCA разработан и выпущен документ, более известный как IEC 61850‑9‑2LE (light edition – облегченная версия). Данное руководство предназначено для реализации цифрового интерфейса «нетрадиционных» измерительных трансформаторов (NCIT), соответствующих стандартам IEC 60044‑7/8, в нем на широкие возможности стандарта IEC61850‑9‑2 накладывается определенный набор ограничений.

Основные «упрощения» IEC 61850‑9‑2LE включают в себя:
• фиксированную частоту выборок для аналоговых величин: 80 выборок на период для задач релейной защиты и учета, 256 выборок на период для задач контроля качества электроэнергии;
• передачу по шине процесса только выборок токов и напряжений, без дискретной информации (данное ограничение также приводит к необходимости организации выделенной сети связи для шины процесса);
• предопределенный набор передаваемых данных: 3 фазных тока и ток нейтрали и 3 фазных напряжения и напряжение нейтрали с описателями качества;
• оптический сигнал 1PPS для синхронизации времени.

 

Заключение

Разработка измерительных объединяющих устройств (ИОУ), работающих с традиционными ТТ/ТН, для которых стандарт еще не опубликован (IEC 61869‑13), требует особого внимания, так как невозможно определить влияние ИОУ на работу зависимых от него систем, в первую очередь на релейную защиту, во время переходных процессов, а в дальнейшем такие устройства могут оказаться не соответствующими стандарту. Использование ИОУ на действующих объектах недопустимо без проведения полноценных предварительных испытаний.

В настоящее время в Федеральной сетевой компании реализуется несколько пилотных проектов цифровой подстанции, а на базе НТЦ электроэнергетики даже создан соответствующий экспериментальный полигон. В этих проектах задействовано оборудование многих производителей: АББ, Alstom Grid, «Континуум-Сети». Результаты опытной эксплуатации должны помочь всем участвующим сторонам: производителям – проверить оборудование на соответствие заявленным стандартам, а пользователям – оценить выбранные концепции и внести в них необходимые изменения.

 

Введение

Отсутствие завершенной и четко определенной нормативной базы создает барьеры в процессе внедрения инновационных технологий в электроэнергетике. Однако знание уже имеющихся стандартов и понимание перспектив их развития позволяют решать возникающие вопросы. В данной статье рассматривается применение стандартов в рамках реализации инновационной концепции цифровой подстанции, рис. 1.

 

Цифровая подстанция

Цифровая подстанция – это подстанция нового поколения, на которой применяются самые современные технологии, а информация передается в цифровом виде.

Ключевыми элементами цифровой подстанции являются:
• цифровые (электронные и оптические) трансформаторы тока и напряжения (NCIT – non-conventional instrument transformers);
• шина процесса (process bus);
• объединяющие устройства (merging units) с поддержкой шины процесса;
• интеллектуальные электронные устройства (ИЭУ – IEDs) с подержкой шины процесса;
• станционная шина (station bus), используемая не только для связи клиент – сервер между АСУ ТП и ИЭУ, но и для горизонтального обмена информацией между ИЭУ при помощи GOOSE-сообщений, включая высокоприоритетные сигналы релейной защиты.

Стоит отметить, что в зависимости от конкретных условий в рамках одной подстанции могут применяться как все перечисленные элементы, так и только некоторые из них (вплоть до единичных элементов).

Далее рассматриваются аспекты стандартизации при реализации шины процесса, объединяющих устройств, измерительных трансформаторов, а также вопросы обеспечения работы шины процесса в едином времени.

 

Шина процесса

Под шиной процесса понимается локальная вычислительная сеть, соединяющая первичное оборудование с интеллектуальными электронными устройствами (ИЭУ), выполняющими различные функции: релейной защиты, различного рода автоматики, технического (измерительные преобразователи) и коммерческого (счетчики) учета и т. д. При этом цифровой интерфейс может быть реализован либо в самом первичном оборудовании, либо при помощи различных комбинаций объединяющих устройств:
• измерительных объединяющих устройств;
• специализированных объединяющих устройств;
• полевых контроллеров ввода/вывода.

Информация, передаваемая по этой сети, – это выборки токов и напряжений в цифровом виде (sampled values) – стандарт IEC 61850‑9–2, и другая информация (в основном дискретная) в виде GOOSE-сообщений – стандарт IEC 61850‑8‑1.

На рис. 1 шина процесса и станционная шина организованы независимо друг от друга, хотя теоретически могут объединяться в единую локальную вычислительную сеть. Современная аппаратная реализация устройств, подключаемых к шине процесса, диктует необходимость в организации выделенных сетей связи.

Для упрощения и ускорения коммерческого внедрения стандарта IEC 61850‑9‑2 группой пользователей UCA разработан и выпущен документ, более известный как IEC 61850‑9‑2LE (light edition – облегченная версия). Данное руководство предназначено для реализации цифрового интерфейса «нетрадиционных» измерительных трансформаторов (NCIT), соответствующих стандартам IEC 60044‑7/8, в нем на широкие возможности стандарта IEC61850‑9‑2 накладывается определенный набор ограничений.

Основные «упрощения» IEC 61850‑9‑2LE включают в себя:
• фиксированную частоту выборок для аналоговых величин: 80 выборок на период для задач релейной защиты и учета, 256 выборок на период для задач контроля качества электроэнергии;
• передачу по шине процесса только выборок токов и напряжений, без дискретной информации (данное ограничение также приводит к необходимости организации выделенной сети связи для шины процесса);
• предопределенный набор передаваемых данных: 3 фазных тока и ток нейтрали и 3 фазных напряжения и напряжение нейтрали с описателями качества;
• оптический сигнал 1PPS для синхронизации времени.

 

Синхронизация времени шины процесса

Исключительно важным фактором при построении шины процесса является синхронизация времени с точностью до нескольких микросекунд. Стандарт, обеспечивающий требуемую точность уже существует – IEEE 1588/IEC 61588, и некоторые производители, в первую очередь коммуникационного оборудования, уже имеют в линейке продуктов устройства с поддержкой этого стандарта. В этом случае шина процесса будет использоваться не только для передачи аналоговой и дискретной информации, но и для синхронизации времени.

Однако на текущий момент в соответствии c IEC61850‑9‑2LE для точной синхронизации принято использование секундного импульcа 1PPS, совместно с которым применяется протокол SNTP. Первый метод обеспечивает точную (несколько микросекунд), а второй грубую (несколько миллисекунд) синхронизацию времени и даты часов устройств.

Использование сигнала 1PPS приводит к необходимости построения выделенной шины синхронизации времени устройств, взаимодействующих по шине процесса, но снижает нагрузку на шину процесса и упрощает требования к ИЭУ и оборудованию локальной вычислительной сети.