Что такое цифровая подстанция

Проект РЗА

Сайт о релейной защите и цифровых технологиях в энергетике

Home » Цифровая подстанция » Что такое Цифровая подстанция?

Что такое Цифровая подстанция?

Дмитрий Василевский 30.10.2017 24.03.2020 5 комментариев к записи Что такое Цифровая подстанция?

Сегодня идет много разговоров про технологию “Цифровая подстанция”. Когда-то это тема в России развивалась под эгидой ФСК ЕЭС для больших подстанций на сверхвысокие классы напряжения (220 кВ и выше), но сейчас ее можно найти и на более скромных объектах. Более того, самыми передовыми, в части применения цифровых технологий, являются несколько опытных подстанций 110 кВ, такие как ПС “Олимпийская” в Тюменьэнерго. Отчасти это связано с попыткой снизить затраты на опытные полигоны, отчасти попыткой снизить ущерб от возможной неправильной работы нового оборудования в реальной энергосистеме.

Вместе с тем не всегда понятно какую именно подстанцию можно считать полностью цифровой? Само внедрение цифровых технологий в энергетике началось более 20 лет назад с приходом первых микропроцессорных блоков РЗА, которые имели возможность интеграции в системы АСУ по цифровым каналам связи.

Но сегодня под цифровой подстанцией обычно понимается несколько другой объект.

С выходом в этом году измененных Норм технологического проектирования ПС 35-750 кВ ФСК (от 25.08.2017) можно разобраться с этим вопросом более подробно. Думаю, статья будет полезна не только интересующимся коммуникационными технологиями, но и простым релейщикам, многим из которых придется столкнуться с подобными объектами в будущем.

Начнем с определений НТП ФСК 2017 (здесь и дальше вырезки из документа с пояснениями)

Как мы видим, согласно позиции ФСК, цифровыми являются только те подстанции, где применено оборудование, поддерживающее стандарты МЭК-61850.

Стоит отметить, что стандарты МЭК-61850 изначально разрабатывались для работы внутри отдельно взятой подстанции, поэтому выдача информации на диспетчерский пункт производится другими протоколами (обычно МЭК-60870-5-104), что по всей видимости не противоречит термину “цифровая подстанция”

Самое важное на мой взгляд определение потому, что оно содержит требование применения оптических ТТ и электронных ТН, как самых передовых технологий из набора МЭК-61850 (SV). Получается, если подстанция не содержит этих элементов, то она не может считаться цифровой. Таким образом, в России пока нет ни одной цифровой подстанции потому, как ко всем существующим ОТТ и ЭТН подключена релейная защита, работающая только на сигнал (например, цифровой полигон Русгидро на Нижегородской ГЭС).

Таким образом, Цифровая подстанция – технология будущего.

Туда же. Все устройства должны поддерживать обмен по стандартам МЭК-61850-8-1 (MMS, GOOSE). Технология MMS предназначена для обмена с устройствами верхнего уровня (до сервера АСУ конкретной подстанции), а GOOSE – для горизонтального обмена между терминалами РЗА и контроллерами присоединений. Таким образом, дискретных входы и реле микропроцессорных устройств должны остаться в прошлом. Хорошая новость для тех, кто устал протягивать клеммы

А вот это очень интересная новость для проектировщиков – теперь не только строить, но и проектировать цифровые подстанции нужно согласно стандартам МЭК-61850.

По-сути, это означает, что вы должны проектировать не на бумаге или в Автокаде, с последующим переносом на бумагу, а сразу в цифровом виде. Т.е. на выходе у проектировщика должно получаться готовое задание на наладку РЗА и АСУ в цифровом виде (файл в формат языка описания SCL). Это позволит существенно сократить время на наладку, но возможно увеличит время на проектирование. Для того, чтобы время на разработку проекта не увеличилось нужно создать типовые проекты на каждое присоединение подстанции. Этим сейчас и занимается ФСК ЕЭС в рамках разработки национального профиля МЭК-61850.

Еще один момент – теперь для того, чтобы обеспечить работоспособность системы РЗА, нужно рассчитывать параметры локально-вычислительной сети (ЛВС). Т.е. РЗА избавиться от дискретных цепей, но будет зависеть от коммуникационной сети подстанции.

Все функции РЗА и АСУ на подстанции будут жестко стандартизированы и реализованы на совокупности логических узлов (logical node). Прочите еще раз абзац выше – думаю, в энергетике скоро начнет расти спрос на программистов и спецов по информационным технологиям) Как у вас дела с английским языком и абстрактным мышлением?

Теперь нужно будет внимательно следить за информационной безопасностью подстанции. Стандартизация имеет обратную сторону потому, как вирусы и другое вредоносное ПО пишется под наиболее популярные операционные системы.

“Устаревшие” протоколы передачи данных применять будет можно, но только при серьезном обосновании.

Какие можно сделать выводы из данного документа?

Пожалуй, я в этот раз не буду делать никаких выводов потому, что не являюсь экспертом в этих технологиях.

А что думаете вы? Пойдет Цифровая подстанция “в массы”?

Проект РЗА

Сайт о релейной защите и цифровых технологиях в энергетике

Home » Цифровая подстанция » В чем преимущество Цифровой подстанции?

В чем преимущество Цифровой подстанции?

Сколько уже было сказано слов по поводу Цифровой подстанции и ее полезности для энергетики? И меньше медных кабелей и клеммников. И новые типы устройств на иных физических принципах. И сокращение операционных затрат вследствие необслуживаемых подстанций. И взаимозаменяемость устройств разных производителей. И даже снижение потерь в сетях обещали.

Что же среди всего этого является основным преимуществом Цифровой подстанции? И понимаем ли мы зачем это все затевалось разработчиками стандартов МЭК-61850 или просто повторяем рекламные лозунги с многочисленных электротехнических выставок? Давайте попробуем разобраться

Определение Цифровой подстанции

Цифровая подстанция (ЦПС) – это подстанция с высоким уровнем автоматизации, в которой практически все процессы информационного обмена между элементами ПС, а также управление работой ПС осуществляются в цифровом виде на основе стандартов серии МЭК 61850.

Это определение из норм технологического проектирования подстанций 35-750 кВ ФСК ЕЭС от 2017 года. Из него можно выделить две основных части — “практически все процессы информационного обмена …осуществляются в цифровом виде” и “МЭК-61850”. Определение так себе потому, что слишком расплывчатое (что значит “практически все”?), но оно дает общие ориентиры на цифровизацию электрических сигналов вблизи их источника и, главное, на МЭК-61850.

Это определение означает, что если не используются стандарты МЭК-61850, то подстанция не может называться цифровой. Можно спорить, что “это у ФСК, а у нас по-другому”, но никто другой даже не попытался дать определение цифровой подстанции в нормах. Да и в сознании большинства энергетиков цифровая подстанция неразрывно связана с МЭК-61850, поэтому другие технологии дальше рассматривать не будем.

Что мы знаем о Цифровой подстанции?

Очевидно, что нужно изучить стандарты МЭК-61850 для того, чтобы понять, какие именно идеи закладывали разработчики технологию под названием Цифровая подстанция.

Однако, сделать это не так просто. Даже в первой редакции в серии было 14 стандартов на 1500 страниц жесткого технического текста, а сейчас еще больше. И не все стандарты переведены на русский язык. И за стандарты нужно заплатить МЭКу приличные деньги потому, что бесплатно они не распространяются. Это не круто

Поэтому стандарты читают в основном технари, которые работают над Цифровой подстанцией, но на выставках про нее рассказывают другие люди. Обычно это продвиженцы (технический маркетинг, коммерсанты), которые могут говорить на языке заказчика, без лишних технических подробностей. Именно они определяют, на чем стоит сосредоточить внимание потенциального заказчика, который чаще всего представлен руководителями среднего звена.

Если рассказать о том, что на самом деле описывают стандарты МЭК-61850, то это будет долго, неинтересно и неэффективно с точки зрения продвижения продукции и услуг. Да еще и самому надо хорошо разобраться со стандартами. Поэтому и появляются разные “замены медных кабелей”, “инновационные устройства” и “экономия на обслуживании”. И это не всегда складывается в общую картину по многим причинам:

• Насколько вам важно, что вы замените медные кабели на ВОЛС, если общая стоимость подстанции вырастет?
• Так ли важны новые типы устройств, если появятся новые проблемы вроде кибербезопасности?
• Если уже сейчас есть необслуживаемые подстанции, то зачем придумывать для этого новую технологию?

Часто эти вопросы повисают в воздухе и вызывают споры. Может стоит обратиться к первоисточнику?

Что описывают стандарты серии МЭК-61850

Большая часть стандартов МЭК-61850 описывает, как стандартизировать вторичные функции подстанции и обмен данными между ними. Т.е. как создать цифровую (абстрактную) модель подстанции, с точки зрения типовых алгоритмов РЗА, управления, измерений и других вторичных систем. Эти элементы на языке МЭК-61850 называются системой автоматизации подстанции (SAS).

Это как раз то, чего сейчас очень остро не хватает в энергетике — стандартизация решений. Думаю, за последние 30 лет все наелись нетиповых решений, как в устройствах, так и в проектах. И похоже такие проблемы не только у нас в стране, раз они оформились в целую серию международных стандартов.

Вторая часть стандартов МЭК-61850 описывает, как привязать абстрактные сервисы модели МЭК-68150 к реальных протоколам передачи данных (сегодня используется модель TCP/IP или прямое назначение данных на кадр Ethernet). При этом происходит разделение базовых функций системы автоматизации подстанции и транспортной системы передачи сигналов. Раньше их объединение приводило к постоянному изменению алгоритмов вторичных систем, при изменении аппаратной части блоков или применяемых протоколов передачи данных.

При использовании МЭК-61850 можно получить не просто стандартизацию решений, но еще и стандартизацию не зависящую от существующих технологий!

А как же физическая реализация Цифровой подстанции? Что по этому поводу говорит МЭК-61850? А он не говорит по этому поводу практически ничего, предоставляя выбирать нужную конфигурацию подстанции в каждом отдельном случае.

Выгодно вам на ПС 110 кВ уменьшить количество медных кабелей, установив оптические ТТ? Хорошо. Не выгодно? Можете не применять данную технологию. Вы должны считать затраты и выгоды в каждом конкретном случае. Главное, что функция измерения тока стандартизирована и не зависит от конкретного железа и существующих технологий передачи данных. Эту функцию можно применять и в обычных терминалах РЗА, и в аналоговых преобразователях сигнала (ПАС), и в оптических трансформаторах тока. А если завтра появится устройство измерения на новых принципах, то функция сможет работать и с ним.

Используете вы сегодня Ethernet 100 Мбит/с — хорошо. Завтра понадобится 1 Гбит/с — тоже нормально. А если появится новая более эффективная технология, например, надежная и помехоустойчивая беспроводная сеть? Нет проблем, абстрактная модель подстанции МЭК-61850 не изменится, просто добавиться новый стандарт, который опишет как именно назначить абстрактные сервисы на новую технологию передачи данных.

Стандартизация алгоримтов и независимость от существующих технологий передачи данных — это и есть основные преимущества Цифровой подстанции!

Потому, что они применимы к любой подстанции и на любом классе напряжения.

Что дают преимущества Цифровой подстанции

Чтобы ответить на этот вопрос нужно спросить, а что дает стандартизация? И это не такой простой вопрос, как кажется.

Начинающаяся стандартизации не дает ничего, кроме дополнительных затрат и усложнения. К сожалению, это так. Вам приходится разрабатывать новые устройства, менять привычные правила строительства и эксплуатации подстанций, вкладывать большие средства в переподготовку персонала и т.д.

Когда вы строите одну Цифровую подстанцию, имея в эксплуатации 100 обычных, результаты не улучшатся. Вам нужно обслуживать два типа подстанций, причем строительство ЦПС сегодня дороже обычной. Но с ростом числа Цифровых ПС начнет работать эффект масштаба, который будет снижать общую стоимость проекта.

Если у вас все стандартизировано, то легче производить устройства потому, что понятны правила, а сама аппаратная часть унифицируется по максимуму. Продавать потом сложнее, но производить легче) Да и сами устройства при массовом применении становятся дешевле.

Если есть стандартизация и возможность описать все алгоритмы в цифровом виде, то упрощается и ускоряется проектирование подстанций. Больше нет схем подключения терминалов РЗА с постоянно меняющимся клеммником и разводкой кабелей. Весь обмен данными идет через порты Ethernet, причем вы можете провести испытания на правильность логических связей у себя на компьютере. Параметрирование устройств также можно делать внутри проекта и с готовыми файлами ехать на ПС, чтобы сократить время наладки

Для эксплуатации стандартизация означает меньше ошибок в работе и масштабирование систем автоматизации (интеграция стандартных модулей на верхнем уровне). Плюс это неплохой задел для создания систем мониторинга силового оборудования, где единый формат представления данных крайне желателен.

В общем Цифровая подстанция может показать результат со временем, при строительстве большого количества однотипных объектов. А результаты всем нужны здесь и сейчас. Если на презентации ты скажешь «давайте строить ЦПС чтобы через 10-15 лет получить комплексную экономию за счет стандартизации» денег тебе скорее всего не дадут. Вот поэтому на выставках мы и слышим более сомнительные, но и более понятные неспециалистам заявления про уменьшение количества медных кабелей и сокращение землеотвода под ПС.

Цифровая подстанция всех нас спасет?

Сложно сказать. Это просто технология со своими достоинствами и недостатками, но то, что она направлена на стандартизацию — это большой плюс.
Главное не пытаться применять ее на всех без исключения подстанциях. Вернее можно применять ядро ЦПС, в виде абстрактной модели данных МЭК-61850, но ставить оптические ТТ на напряжении 6-35 кВ — это уже перебор. Возможно в будущем эти технологии станут дешевле и тогда это будет целесообразно, но сейчас надо больше уделять внимание стандартизации, а не внешним аттрибутам ЦПС.

Одно можно сказать точно, сегодня Цифровая подстанция — это одно из самых актуальных явлений в российской энергетике и, если вы хотите не отстать от трендов, то вам нужно самим разобраться с данными технологиями и составить свое мнение об этом вопросе. Читайте первоисточники, изучайте статьи, посещайте курсы. Но не забывайте о вашей основной специальности)

Напишите ваше мнение об этой статье и Цифровой подстанции в целом. Обсудим в комментариях

Цифровые подстанции: выгоды и риски

В современной технике явно просматривается упор на цифровые технологии. Различные системы приобретают возможность дистанционного управления и могут обмениваться данными между собой. Взять, к примеру, «умный дом».

Однако для таких важных объектов, как подстанции, цифровизация открывает как большие возможности, такие большие риски. Направление находится на пике технологий и постоянно развивается, поэтому разобраться во всех особенностях могут только специалисты, обладающие полными знаниями в разных областях.

Давайте разберемся и мы.

Как устроена подстанция?

Перед тем как начать разбираться в том, что же такое цифровая подстанция (ЦПС), предлагаю ознакомиться с тем, из каких основных элементов состоит электрическая трансформаторная подстанция переменного тока и какие системы там имеются. Так как эта тема очень объемная, рассказывать буду в общих чертах.

Сердцем подстанции является силовой трансформатор, который преобразовывает переменный элек-трический ток одного напряжения в другое. Различают понижающие и повышающие подстанции.

Разумеется, для работы трансформатору нужна электрическая энергия, которая поступает через распределительное устройство. РУ предназначено для приема и распределения электроэнергии и содержит различные коммутационные аппараты, шины, трансформаторы тока и трансформаторы напряжения, системы защиты, системы учета, регулирующие устройства и различные вспомогательные системы.

Также посредством РУ преобразованное напряжение от трансформатора поступает на отходящие линии. Различают открытые (ОРУ) и закрытые (ЗРУ) распределительные устройства. Оборудование ОРУ расположено на открытом воздухе, а оборудование ЗРУ, как уже стало понятно из названия, расположено в здании.

Как работает релейная защита?

Для быстрого определения и отключения поврежденных участков электроустановки применяется релейная защита и автоматика (РЗА). Если говорить в общих чертах, то схема работы выглядит следующим образом.

Забегая вперед: основное отличие цифровой ПС от «обычной» — элементная база РЗА, цифровая связь между элементами (в том числе через ВОЛС), а также отсутствие оперативного персонала.

Релейная защита осуществляет постоянный контроль определенного участка. Для этого сигналы от трансформаторов тока (ТТ) и трансформаторов напряжения (ТН) поступают на измерительные органы. Применение ТТ и ТН позволяет снизить напряжение и производить постоянное измерение параметров.

При превышении контролируемой величиной границ установленного диапазона (уставки) срабатывает реле и переключает контакты, запуская определенный алгоритм. В результате этих действий логическая часть дает команду на коммутационный аппарат, тем самым предотвращая развитие аварии.

Для индикации срабатывания определенной защиты служит указательное реле, а также звуковая и световая сигнализация.

В качестве примера РЗА рассмотрим работу максимальной токовой защиты (МТЗ) на отходящей линии в сети с изолированной нейтралью, с односторонним питанием.

При коротком замыкании на такой линии (на рисунке она обозначена точкой К1) сила тока, проходящего по линии, возрастет и достигнет значений уставки.

При этом через реле П/ст.1 и П/ст.2 будет проходить одинаковый ток IК, тем самым запуская алгоритм действий защит на П/ст.1 и П/ст.2. Однако на П/ст. 1 уставка выдержки времени t1 будет меньше, чем на уставке t2 на П/ст.2. Таким образом, РЗА на П/ст. 1 сработает раньше и отключит поврежденный участок линии.

В данном случае селективность релейной защиты обеспечивается уставкой выдержки времени. Если же по каким-либо причинам отключения выключателя на П/ст.1 не произойдет, то отключится выключатель на П/ст.2. Таким образом, обеспечивается резервирование защиты.

РЗА на контроллерах

Существующие виды защит могут быть реализованы как на реле, так и на микроконтроллерах. Такие устройства в настоящее время являются следующим этапом в развитии защит и позволяют реализовать в одном устройстве дополнительные функции и режимы.

Как видно на фото, один терминал может заменить несколько панелей РЗА, выполняя функции дифференциальной защиты трансформатора, максимальной токовой защиты, устройства резервирования при отказе выключателя, газовой защиты трансформатора и РПН. При этом на ЖК-экране отображаются параметры срабатывания защит, а также может храниться история срабатывания.

Кроме вышеописанных функций, применение современных решений позволяет выполнять самодиагностику терминала, а по уровню чувствительности, надежности и быстродействию устройства на микроконтроллерах значительно превосходят электромеханические реле.

Обратной стороной медали является необходимость полной замены терминала даже при сравнительно небольших неисправностях. Напомню, что при появлении неисправности в схемах защит с электромеханическими реле неисправное устройство можно просто заменить. Также микропроцессорные устройства защиты отличаются более высокой стоимостью.

Учет электроэнергии

Одной из важных функций любой подстанции является учет электроэнергии. Сейчас встретить индукционные электросчетчики уже трудно. На подстанциях применяются современные электронные счетчики. При этом приборы могут рабо-тать как автономно, так и объединяться в систему (АИИС КУЭ — автоматизированная информационно-измерительная система учета энергоресурсов).

Чем цифровая подстанция отличается от обычной подстанции?

Даже наличие современных микропроцессорных устройств РЗА и электронных приборов учета электрической энергии не делает обычную подстанцию цифровой подстанцией. Ведь для обслуживания такой подстанции требуется оперативный персонал.

Чтобы понять, что же такое цифровая подстанция, обратимся к стандарту ПАО «Россети» СТО 34.01-21-004-2019. Определение дано в пункте 3.27. Цифровая подстанция: Автоматизированная подстанция, оснащенная взаимодействующими в режиме единого времени цифровыми информационными и управляющими системами и функционирующая без присутствия постоянного дежурного персонала.

ЦПС отличает высокая степень автоматизации и наличие информационных и управляющих систем, объединенных в одну сеть. Все процессы обмена информацией и управления работой отдельных элементов ЦПС производятся в цифровом виде на основе универсального стандарта МЭК-61850.

Для перевода аналоговых сигналов, получаемых от оборудования, например, от трансформаторов тока, в цифровую форму используют специальные преобразователи — устройства сопряжения с объектом. Также могут применяться и оптические датчики тока и напряжения, передающие данные в цифровом виде.

Данные от таких датчиков по волоконно-оптическим линиям передаются на коммутаторы, которые, в свою очередь, передают информацию в центр управления сетями (ЦУС) или в региональное диспетчерское управление (РДУ), а также на сервер обработки данных. Также через коммутаторы могут передаваться команды управления оборудованием и для изменения уставок защит.

Однако наряду с цифровыми системами на ЦПС могут применяться в качестве резервных и классические аналоговые системы. В качестве примера можно упомянуть одну из первых цифровых подстанций в России и первую в Сибири — ПС 110/10 кВ имени М. П. Сморгунова. Она была введена в строй 22.12.2017.

Внедрение ЦПС позволяет решить вопросы наблюдаемости всех параметров работы оборудования и систем, обеспечить управляемость процессами в режиме реального времени. Кроме того, надежность работы систем обеспечивается функцией самодиагностики.

Оперативно-диспетчерское управление

Сама по себе цифровая подстанция хоть и яв-ляется высокоавтоматизированным энергообъектом, все же нуждается в удаленном управлении. Без современного центра управления сетями (ЦУС) внедрение ЦПС не имеет смысла. Поэтому наряду с вводом новых ЦПС должны модернизироваться ЦУСы. Переходной период, как всегда, будет самым сложным — нужна одновременная работа со всеми видами ПС, а это означает повышенную нагрузку на персонал.

В качестве примера можно привести запуск в работу 1 марта 2023 года двух цифровых подстанций 110 кВ — Витебская и Морская в Санкт-Петербурге. Также был запущен в работу новый ЦУС, который на данный момент является самым передовым в России.

ЦПС в мире

Первой ласточкой в деле повсеместного внедрения ЦПС стал запуск в 2008 году ПС TVA Bradley 500 кВ в США. Этот проект рассматривался как проверка на практике решений и совместимости компонентов от различных производителей с учетом требований стандарта МЭК 61850.

По результатам эксплуатации ЦПС были сделаны выводы о необходимости совершенствования систем тестирования на совместимость отдельных устройств. Выявилась неожиданная проблема — хотя формально устройства и соответствовали стандартам, на практике выяснилось, что разные производители трактовали их требования по-своему.

В следующем, 2009 году, была запущена ЦПС Alcalade Henares в столице Испании — Мадриде. При ее строительстве был учтен опыт американских коллег. Особенностью этой ЦПС стало применение устройств сопряжения с коммутационными аппаратами, данные от которых передавались при помощи волоконно-оптической связи на коммутатор.

Однако занять лидирующие позиции в мире су-мела КНР, благодаря вводу в эксплуатацию уже в 2009 году целых 70 ЦПС. К концу 2013 года количество цифровых ПС достигло 893. Кроме того, в этих подстанциях применялась только продукция местных производителей.

Минусы цифровых подстанций

К сожалению, пока в полной мере не решены вопросы стандартизации таких ПС, ведь каждая крупная сетевая организация (не говоря о странах) имеет свое понимание подобных систем и свои особенности, касающиеся технологий, местных стандартов и систем распределения электроэнергии. А это накладывает ограничения на разработку и внедрение новых ЦПС, ведь фактически каждую ЦПС нужно проектировать с нуля.

Кроме того, крайне важен вопрос подготовки оперативного и ремонтного персонала, а также ремонтопригодности и взаимозаменяемости компонентов ЦПС.

Немаловажно то, что перевод на автоматизированное телеуправление повышает риски кибербезопасности. Ведь взлом сетей управления ЦПС может стать целью хакеров, а там и до блэкаута недалеко.

Если реально смотреть в будущее, современная политическая обстановка требует применения отечественных решений как в программной, так и в аппаратной части ЦПС. Если Россия сможет в полной мере решить вопросы импортозамещения и поставок высокотехнологичного оборудования, в перспективе нас ждет повсеместное развитие ЦПС.

Заключение

Нужно отметить, что цифровизация не должна быть конечной целью, ведь это непрерывный про-цесс совершенствования как программной, так и аппаратной составляющей.

Широкое внедрение ЦПС позволит также решить задачи по выявлению различных закономерностей потребления и генерации электроэнергии с использованием систем BigData. В конечном итоге это снизит затраты на производство и передачу электроэнергии, а также повысит надежность электроснабжения.

Источник: Александр ЯРОШЕНКО, автор блога SamElectric.ru. Опубликовано в журнале «Электротехнический рынок» №2 (110) 2023 год

�� Подписывайтесь на Elec.ru. Мы есть в Телеграм, ВКонтакте и Одноклассниках

Цифровая подстанция. Потоки в ЛВС и управление ими

Цифровая подстанция — это тренд в энергетике. Если вы близки к теме, то наверняка слышали, что большой объем данных передается в виде multicast-потоков. Но знаете ли вы, как этими multicast-потоками управлять? Какие инструменты управления потоками применяются? Что советует нормативная документация?

Как данные передаются в сети и зачем управлять multicast-потоками

Прежде чем переходить непосредственно к цифровой подстанции и нюансам построения ЛВС, предлагаем краткий ликбез по типам передачи данных и протоколам передачи данных для работы с multicast-потоками.

Существует четыре типа передачи данных:

• Broadcast — широковещательная рассылка.
• Unicast — обмен сообщениями между двумя устройствами.
• Multicast — рассылка сообщений на определенную группу устройств.
• Unknown Unicast — широковещательная рассылка с целью найти одно устройство.

Чтобы не запутать карты, давайте, прежде чем переходить к multicast, кратко проговорим про другие три типа передачи данных.

Прежде всего, давайте вспомним, что внутри ЛВС адресация между устройствами выполняется на основе MAC-адресов. В любом передаваемом сообщении есть поля SRC MAC и DST MAC.

• SRC MAC — source MAC — MAC-адрес отправителя.
• DST MAC — destination MAC — MAC-адрес получателя.

Коммутатор на основании этих полей передает сообщения. Он смотрит DST MAC, находит его в своей таблице MAC-адресов и отправляет сообщение на тот порт, который указан в таблице. Также он смотрит и SRC MAC. Если такого MAC-адреса в таблице нет, то добавляется новая пара «MAC-адрес — порт». Теперь давайте поговорим подробнее про типы передачи данных.

Unicast

Unicast — это адресная передача сообщений между двумя устройствами. По сути, это передача данных «точка-точка». Другими словами, два устройства для общения друг с другом всегда используют Unicast.

Broadcast

Broadcast — это широковещательная рассылка. Т. е. рассылка, когда одно устройство отправляет сообщение всем остальным устройствам в сети. Чтобы отправить широковещательное сообщение, отправитель в качестве DST MAC указывает адрес FF:FF:FF:FF:FF:FF.

Unknown Unicast

Unknown Unicast на первый взгляд, очень похож на Broadcast. Но разница между ними есть — сообщение рассылается всем участникам сети, но предназначено только одному устройству. Это как сообщение в торговом центре с просьбой перепарковать авто. Услышат это сообщение все, но откликнется только один.

Когда коммутатор принимает фрейм и не может найти Destination MAC из него в таблице MAC-адресов, то он просто рассылает это сообщение во все порты, кроме того, с которого принял его. На подобную рассылку ответит только одно устройство.

Multicast

Multicast — это рассылка сообщения на группу устройств, которые «хотят» получать эти данные. Это очень похоже на вебинар. Он транслируется на весь Интернет, но подключаются к нему только те люди, которым данная тематика интересна.

Такая модель передачи данных называется «издатель-подписчик». Есть один издатель, который отправляет данные и подписчики, которые эти данные хотят получать — подписываются на них. При multicast-рассылке сообщение отправляется с реального устройства. В качестве Source MAC в фрейме указывается MAC-отправителя. А вот в качестве Destination MAC — виртуальный адрес. Устройство должно подключиться к группе, чтобы получать данные из нее. Коммутатор перенаправляет информационные потоки между устройствами — он запоминает, с каких портов данные передаются, и знает, на какие порты эти данные нужно отправлять.

Важный момент, что в качестве виртуальных групп чаще используются IP-адреса, но т. к. в разрезе данной статьи речь идет об энергетике, то мы будем говорить про MAC-адреса. В протоколах семейства МЭК 61850, которые используются для цифровой подстанции, разделение на группы производится на основе MAC-адресов.

Краткий ликбез по MAC-адресам

MAC-адрес — это 48-битное значение, которое уникально идентифицирует устройство. Он разбит на 6 октет. Первые три октета содержат информацию о производителе. 4, 5 и 6 октеты назначаются производителем и являются номером устройства.

В первом октете восьмой бит отвечает за то, является ли данное сообщение unicast или multicast. Если восьмой бит равен 0, то данный MAC-адрес — это адрес реального физического устройства. А если восьмой бит равен 1, то этот MAC-адрес виртуальный. То есть принадлежит не реальному физическому устройству, а виртуальной группе.

Виртуальную группу можно сравнить с вышкой радиовещания. Радиокомпания транслирует на эту вышку какую-то музыку, а те, кому хочется ее послушать, — настраивают приемники на нужную частоту. Также, например, IP-видеокамера отправляет данные в виртуальную группу, а те устройства, которые хотят эти данные получать, подключаются к этой группе.

Если на коммутаторе не включена поддержка multicast, то он будет multicast-поток воспринимать как широковещательную рассылку. Соответственно, если таких потоков будет много, то мы очень быстро забьем сеть «мусорным» трафиком.

Суть multicast

Основная идея multicast — с устройства отправляется только одна копия трафика. Коммутатор определяет, на каких портах находятся подписчики, и передает на них данные от отправителя. Тем самым, multicast позволяет значительно сократить данные, передаваемые через сеть.

Как это работает в реальной ЛВС

Понятно, что недостаточно просто отправлять одну копию трафика на какой-то MAC-адрес, восьмой бит первого октета которого равен 1. Подписчики должны уметь подключаться к этой группе. А коммутаторы должны понимать, с каких портов данные приходят, и на какие порты их необходимо передавать. Только тогда multicast позволит оптимизировать сети и управлять потоками.

Для реализации этого функционала существуют multicast-протоколы. Наиболее распространенные:

В рамках этой статьи мы по касательной расскажем про общий принцип действия этих протоколов.

IGMP

Коммутатор с поддержкой IGMP запоминает, на какой порт приходит multicast-поток. Подписчики должны отправить IMGP Join-сообщение для подключения к группе. Коммутатор добавляет порт, с которого пришел IGMP Join, в список нисходящих интерфейсов и начинает передавать multicast-поток туда. Коммутатор постоянно посылает IGMP Query-сообщения на нисходящие порты, чтобы проверить, нужно ли продолжать передавать данные. Если с порта пришло сообщение IGMP Leave или не было ответа на сообщение IGMP Query, то вещание на него прекращается.

PIM

У протокола PIM есть две реализации:

Протокол PIM DM действует от обратного, в сравнении с IGMP. Коммутатор изначально рассылает multicast-поток как широковещательный — на все порты, кроме того, с которого он был получен. Затем отключает поток на тех портах, откуда пришли сообщения о том, что он не нужен. PIM SM по принципу работы близко к IGMP.

Если очень грубо обобщить общий принцип работы multicast — издатель отправляет multicast-поток на определенную MAC-группу, подписчики отправляют запросы на подключение к этой группе, коммутаторы управляют данными потоками.

Почему мы настолько поверхностно прошлись по multicast? Давайте поговорим про специфику ЛВС цифровой подстанции, чтобы понять это.

UPD: Протоколы IGMP и PIM — это протоколы сетевого уровня и они работают с IP-адресами. При передаче данных IP-группа транслируется в MAC-адрес. Подробнее про это можно посмотреть, например, здесь. Есть протоколы, которые используют только MAC-адреса для рассылки.

Типы передачи данных. Что такое цифровая подстанция и зачем там нужен multicast

Прежде, чем заговорить про ЛВС цифровой подстанции, нужно разобраться, что такое цифровая подстанция, а потом ответить на вопросы:

• Кто участвует в передаче данных?
• Какие данные передаются в ЛВС?
• Какая типовая архитектура ЛВС?

И уже после этого обсуждать multicast.

Цифровая подстанция — это подстанция, все системы которой имеют очень высокий уровень автоматизации. Все вторичное и первичное оборудование такой подстанции ориентировано на цифровую передачу данных. Обмен данными выстраивается в соответствии с протоколами передачи, описанными в стандарте МЭК 61850. Соответственно, в цифровом виде здесь передаются все данные:

• Измерения.
• Диагностическая информация.
• Команды управления.

Этот тренд получил очень большое развитие в российской энергетике и сейчас повсеместно внедряется. В 2019 и 2020 году появилось очень много нормативных документов, регулирующих создание цифровой подстанции на всех этапах разработки. Например, СТО 34.01-21-004-2019 ПАО «Россети» определяет следующее определение и критерии ЦПС:

Цифровая подстанция — автоматизированная подстанция, оснащенная взаимодействующими в режиме единого времени цифровыми информационными и управляющими системами и функционирующая без присутствия постоянного дежурного персонала.

Критерии:

• дистанционная наблюдаемость параметров и режимов работы оборудования и систем, необходимых для нормального функционирования без постоянного присутствия дежурного и обслуживающего эксплуатационного персонала;
• обеспечение телеуправления оборудованием и системами для эксплуатации ПС без постоянного присутствия дежурного и обслуживающего эксплуатационного персонала;
• высокий уровень автоматизации управления оборудованием и системами с применением интеллектуальных систем управления режимами работы оборудования и систем;
• дистанционная управляемость всеми технологическими процессами в режиме единого времени;
• цифровой обмен данными между всеми технологическими системами в едином формате;
• интегрированность в систему управления электрической сетью и предприятием, а также обеспечение цифрового взаимодействия с соответствующими инфраструктурными организациями (со смежными объектами);
• функциональная и информационная безопасность при цифровизации технологических процессов;
• непрерывный мониторинг состояния основного технологического оборудования и систем в режиме онлайн с передачей необходимого объема цифровых данных, контролируемых параметров и сигналов.

Кто участвует в передаче данных

В составе цифровой подстанции есть следующие системы:

• Системы релейной защиты. Релейная защита — это практически «сердце» цифровой подстанции. Терминалы релейной защиты из систем измерения берут значения тока и напряжения. На основе этих данных терминалы отрабатывают внутреннюю логику защит. Терминалы общаются между собой, чтобы передавать информацию о сработанных защитах, о положениях коммутационных аппаратов и т. д. Также терминалы отправляют информацию о произошедших событиях на сервер АСУ ТП. Итого, можно выделить несколько типов связи:
  — горизонтальная — общение терминалов между собой;
  — вертикальная — общение с сервером АСУ ТП;
  — измерения — общение с измерительными устройствами.
• Системы коммерческого учета электроэнергии. Системы коммерческого учета общаются только с измерительными устройствами.
• Системы диспетчерского управления. С сервера АСУ ТП и с сервера коммерческого учета данные частично должны отправляться в диспетчерский пункт.

Это очень упрощенный перечень систем, которые обмениваются данными в составе цифровой подстанции.

Какие данные передаются в ЛВС

Чтобы объединить описанные системы между собой и организовать горизонтальную и вертикальную связь, а также передачу измерений организуются шины. Пока давайте договоримся, что каждая шина — это просто отдельная ЛВС на промышленных Ethernet-коммутаторах.

На структурной схеме изображены шины:

• Мониторинг/управление.
• Передача сигналов РЗА.
• Передача мгновенных значений напряжений и токов.

Терминалы релейной защиты участвуют и в горизонтальной и в вертикальной связи, а также используют измерения, поэтому они подключаются ко всем шинам.

Через шину «Передача сигналов РЗА» терминалы передают информацию между собой. Т. е. здесь реализована горизонтальная связь. Через шину «Передача мгновенных значений напряжений и токов» реализована передача измерений. К этой шине подключаются устройства измерения — трансформаторы тока и напряжения, а также терминалы релейной защиты. Также к шине «Передача мгновенных значений напряжений и токов» подключается сервер АСКУЭ, который также забирает к себе измерения для учета. А шина «Мониторинг/управление» служит для вертикальной связи. Т. е. через нее терминалы отправляют на сервер АСУ ТП различные события, а также сервер посылает управляющие команды на терминалы. С сервера АСУ ТП данные отправляются в диспетчерский пункт.

Типовая архитектура ЛВС

Перейдем от абстрактной и достаточно условной структурной схемы к более приземленным и реальным вещам. На схеме ниже изображена достаточно стандартная архитектура ЛВС для цифровой подстанции.

На подстанциях 6 кВ или 35 кВ сеть будет попроще, но если мы говорим про подстанции 110 кВ, 220 кВ и выше, а также про ЛВС электрических станций, то архитектура будет соответствовать изображенной.

Архитектура разбита на три уровня:

• Уровень станции/подстанции.
• Уровень присоединения.
• Уровень процесса.

Уровень станции/подстанции включает в себя АРМы и сервера. Уровень присоединения включает в себя все технологическое оборудование. Уровень процесса включает в себя измерительное оборудование.

Также есть две шины для объединения уровней:

• Шина станции/подстанции.
• Шина процесса.

Шина станции/подстанции объединяет в себе функции шины «Мониторинг/управление» и шины «Передача сигналов РЗА». А шина процесса выполняет функции шины «Передача мгновенных значений напряжения и тока».

Особенности передачи Multicast в цифровой подстанции

Какие данные передаются с помощью multicast

Горизонтальная связь и передача измерений в рамках цифровой подстанции выполняется с помощью архитектуры «издатель-подписчик». Т. е. терминалы релейной защиты используют multicast-потоки для обмена сообщениями между собой, а также измерения передаются с помощью multicast.

До цифровой подстанции в энергетике горизонтальная связь реализовывалась при помощи связи «точка-точка» между терминалами. В качестве интерфейса использовался либо медный, либо оптический кабель. Данные передавались по проприетарным протоколам.

К этой связи предъявлялись очень высокие требования, т. к. по этим каналам передавали сигналы срабатывания защит, положения коммутационных аппаратов и т. д. От этой информации зависел алгоритм оперативной блокировки терминалов.

В случае если данные будут передавать медленно или негарантированно, велика вероятность, что какой-то из терминалов не получит актуальной информации по текущей ситуации и может подать сигнал на отключение или включение коммутационного аппарата, когда на нем, например, будут проводиться какие-то работы. Или УРОВ не отработает вовремя и КЗ распространится на остальные части электрической схемы. Все это чревато большими денежными потерями и угрозой человеческой жизни.

Поэтому данные должны были передаваться:

• Надежно.
• Гарантированно.
• Быстро.

Теперь вместо связи «точка-точка» используется шина станции/подстанции, т. е. ЛВС. А данные передаются с помощью протокола GOOSE, который описан стандартом МЭК 61850 (в МЭК 61850-8-1, если быть точнее).

GOOSE расшифровывается как General object oriented substation event, но эта расшифровка уже не очень актуальна и смысловой нагрузки не несет.

В рамках этого протокола, терминалы релейной защиты обмениваются GOOSE-сообщениями между собой. Переход от связи «точка-точка» к ЛВС подхода не изменил. Данные по-прежнему необходимо передавать надежно, гарантированно и быстро. Поэтому для GOOSE-сообщений используется несколько непривычный механизм передачи данных. Про него чуть позже.

Измерения, как мы уже обсудили, также передаются с помощью multicast-потоков. В терминологии ЦПС эти потоки называются SV-потоками (Sampled value). SV-потоки — это сообщения, содержащие определенный набор данных и передаваемые непрерывно с определенным периодом. Каждое сообщение содержит измерение в определенный момент времени. Измерения берутся с определенной частотой — частотой дискретизации.

Частота дискретизации — частота взятия отсчетов непрерывного по времени сигнала при его дискретизации.

Состав SV-потоков описан в МЭК61850-9-2 LE. SV-потоки передаются через шину процесса.

Шина процесса — коммуникационная сеть, обеспечивающая обмен данными между измерительными устройствами и устройствами уровня присоединения. Правила обмена данными (мгновенными значениями тока и напряжения) описаны в стандарте МЭК 61850-9-2 (на данный момент используется профиль МЭК 61850-9-2 LE).

SV-потоки, также как и GOOSE-сообщения, должны передаваться быстро. Если измерения будут передаваться медленно, то терминалы могут вовремя не получить значение тока или напряжения, необходимое для срабатывания защиты, и тогда короткое замыкание распространится на большую часть электрической сети и причинит большой ущерб.

Зачем необходим multicast

Как упоминалось выше, для закрытия требований по передаче данных для горизонтальной связи, GOOSE передаются несколько непривычно. Во-первых, они передаются на канальном уровне и имеют свой Ethertype — 0×88b8. Это обеспечивает высокую скорость передачи данных. Теперь необходимо закрыть требования гарантированности и надежности.

Очевидно, что для гарантированности необходимо понимать доставлено ли сообщение, но мы не можем организовать отправки подтверждений получения, как, например, это делается в TCP. Это значительно снизит скорость передачи данных. Поэтому для передачи GOOSE используется архитектура «издатель-подписчик».

Устройство отправляет GOOSE-сообщение на шину, и подписчики получают это сообщение. Причем сообщение отправляется с постоянным временем T0. Если случается какое-то событие, то генерируется новое сообщение, в независимости от того, закончился предыдущий период Т0 или нет. Следующее сообщение с новыми данными генерируется через очень короткий промежуток времени, потом — через чуть больший и так далее. В итоге время увеличивается до Т0.

Подписчик знает, от кого он получает сообщения, и если от кого-то не получил сообщение через время T0, то он генерирует сообщение об ошибке. SV-потоки также передаются на канальном уровне, имеют свой Ethertype — 0×88BA и передаются по модели «издатель-подписчик».

Нюансы multicast-передачи в цифровой подстанции

Нюанс 1. Для GOOSE и SV определены свои multicast-группы

Для «энергетического» multicast используются свои группы для рассылки. В телекоме для multicast-рассылки используется диапазон 224.0.0.0/4 (за редкими исключениями есть зарезервированные адреса). Но сам стандарт МЭК 61850 и корпоративный профиль МЭК 61850 от ПАО «ФСК» определяет собственные диапазоны multicast-рассылки.

Для SV-потоков: от 01-0C-CD-04-00-00 до 01-0C-CD-04-01-FF. Для GOOSE-сообщений: от 01-0C-CD-01-00-00 до 01-0C-CD-01-01-FF.

Нюанс 2. Терминалы не используют протоколы multicast

Второй нюанс гораздо значительнее — терминалы релейной защиты не поддерживают ни IGMP, ни PIM, ни какие-либо еще multicast-протоколы. Тогда как они работаю с multicast? Они просто ждут, когда на порт будет прислана нужная информация. Т. е. если они знают, что подписаны на определенный MAC-адрес, то принимают все приходящие фреймы, но обрабатывают только необходимые. Остальные просто отбрасывают.

Другими словами — вся надежда возлагается на коммутаторы. Но как будет работать IGMP или PIM, если терминалы не будут посылать Join-сообщения? Ответ простой — никак.

А SV-потоки — это достаточно тяжелые данные. Один поток весит около 5 Мбит/с. И если все оставить как есть, то получится, что каждый поток будет передаваться широковещательно. Другими словами, мы потянем всего 20 потоков на одну 100 Мбит/с ЛВС. А количество SV-потоков на крупной подстанции измеряется сотнями. Какой тогда выход? Простой — использовать старые проверенные VLAN. Более того, IGMP в ЛВС цифровой подстанции может сыграть злую шутку, и наоборот ничего не будет работать. Ведь коммутаторы без запроса не начнут передавать потоки. Поэтому можно выделить простое правило пусконаладки — «Сеть не работает? Disable IGMP!»

Нормативная база

Но может быть все-таки можно как-то организовать ЛВС цифровой подстанции на основе multicast? Давайте попробуем обратиться теперь к нормативной документации по ЛВС. В частности, будем приводить выдержки из следующих СТО:

• СТО 34.01-21-004-2019 — «Цифровой питающий центр. Требования к технологическому проектированию цифровых подстанций напряжением 110-220 кВ и узловых цифровых подстанций напряжением 35 кВ».
• СТО 34.01-6-005-2019 — «Коммутаторы энергообъектов. Общие технические требования».
• СТО 56947007-29.240.10.302-2020 — «Типовые технические требования к организации и производительности технологических ЛВС в АСУ ТП ПС ЕНЭС».

Давайте сначала посмотрим, что можно найти в этих СТО про multicast? Упоминание есть только в свежем СТО от ПАО «ФСК ЕЭС». СТО просит при приемо-сдаточных испытаниях ЛВС проверить, корректно ли настроены VLAN, и проверить отсутствие multicast-трафика в непрописанных в рабочей документации портах коммутаторов. Ну и еще СТО прописывает, что обслуживающий персонал должен знать, что такое multicast. На этом все про multicast.

Теперь давайте посмотрим, что можно найти в этих СТО про VLAN. Здесь уже все три СТО сходятся в том, что коммутаторы должны поддерживать VLAN на основе IEEE 802.1Q.

СТО 34.01-21-004-2019 говорит о том, что VLAN’ы должны использоваться для управления потоками, и при помощи VLAN трафик должен разделяться на РЗА, АСУТП, АИИС КУЭ, видеонаблюдение, связь и др. СТО 56947007-29.240.10.302-2020, помимо этого, еще требует при проектирование подготовить карту распределения по VLAN. При этом СТО предлагает свои диапазоны IP-адресов и VLAN для оборудования ЦПС. Также СТО приводит таблицу рекомендуемых приоритетов для разных VLAN.

С точки зрения управления потоками — это все. Хотя в этих СТО есть еще много чего пообсуждать — начиная с разнообразных архитектур и заканчивая настройками L3 — мы это обязательно сделаем, но в следующий раз. А сейчас давайте подведем итог по управлению потоками в ЛВС цифровой подстанции.

Заключение

В цифровой подстанции, несмотря на тот факт, что передается очень много multicast-потоков, по факту не применяются стандартные механизмы управления multicast-трафиком (IGMP, PIM). Это обусловлено тем, что конечные устройства не поддерживают какие-либо multicast-протоколы. Для управления потоками используются старые добрые VLAN’ы. При этом использование VLAN регламентировано нормативной документацией, которая предлагает достаточно проработанные рекомендации.

Полезные ссылки

• Обучающий курс «Цифровая подстанция от Phoenix Contact».
• Решения для ЦПС от Phoenix Contact.

�� Подписывайтесь на Elec.ru. Мы есть в Телеграм, ВКонтакте и Одноклассниках