Диспетчеризация подстанций ТП и КТП

Если на подстанции стоят современные терминалы защит и многофункциональные счётчики, большинство параметров можно получить без единого нового датчика.

Микропроцессорные терминалы релейной защиты и автоматики, многофункциональные измерительные преобразователи и счётчики опрашиваются по цифровым протоколам: Modbus RTU и Modbus TCP, для энергетического оборудования также МЭК 60870-5-104 и МЭК 61850. Из них забираются измерения, положения аппаратов, срабатывания защит с метками времени и журналы событий самого терминала. Это заметно дешевле и точнее, чем дублировать всё аппаратными сигналами, и даёт разрешение по времени, достаточное для разбора последовательности событий при аварии.

Нужен там, где цифровых устройств нет или их данных недостаточно.

Контроллер телемеханики с модулями дискретного ввода для положений аппаратов и сигналов защит, аналоговыми входами для измерительных преобразователей тока и напряжения, преобразователями интерфейсов и коммутатором. Питание от цепей оперативного тока с источником бесперебойного питания: сообщение о полном исчезновении напряжения на подстанции должно уйти уже после того, как питание пропало, иначе диспетчер увидит просто обрыв связи и не поймёт причину. Гальваническая развязка входов обязательна: на подстанции наводки на длинные линии — норма.

Городские подстанции обычно связаны оптикой, отдельно стоящие КТП — сотовым каналом.

При наличии ведомственной сети используем Ethernet и оптоволокно — это предпочтительный вариант по надёжности и задержкам, особенно если планируется телеуправление. Для отдельно стоящих комплектных подстанций применяем модем GSM/LTE, при необходимости с резервированием двумя операторами. Данные передаются по МЭК 60870-5-104 при интеграции в существующую систему энергодиспетчера либо по Modbus TCP и MQTT в облачный контур. Локальный буфер в контроллере сохраняет события при обрыве канала, включая метки времени.

Энергодиспетчер работает не с таблицей, а с однолинейной схемой — так же, как с бумажной, только живой.

Однолинейная схема подстанции с динамическим отображением положения коммутационных аппаратов, значениями токов и напряжений прямо на схеме и цветовой индикацией наличия напряжения на секциях. Переход между подстанциями по карте сети, сводный список аварий, журнал событий с последовательностью срабатываний. Тренды нагрузки по вводам и отходящим линиям показывают суточный и сезонный профиль, а также приближение к предельной загрузке трансформатора. Права доступа разграничены между диспетчером, службой РЗА и специалистами по учёту.

Отключение фидера должно доходить до дежурного раньше, чем звонок от потребителя.

Правила по срабатыванию защит, отключению вводов и отходящих линий, переходу на резервный ввод, превышению температуры трансформатора, пропаже оперативного тока, вскрытию помещения. Каналы: SMS, электронная почта, Telegram, push-уведомления. Отдельно настраивается предупредительная сигнализация: рост загрузки трансформатора к предельной, устойчивое отклонение напряжения, учащение срабатываний АВР — это признаки проблем в сети, которые лучше разбирать заранее.

Нет. Если стоят микропроцессорные терминалы, мы просто подключаемся к ним по цифровому интерфейсу — это самый дешёвый и точный вариант. Если защита электромеханическая, сигналы снимаются аппаратно: свободные контакты реле и указательных элементов заводятся на дискретные входы контроллера, а для измерений ставятся преобразователи тока и напряжения. Монтажа в этом случае больше, но менять защиту ради телемеханики не нужно.

Технически да, но это отдельный уровень внедрения со своими условиями: нужны коммутационные аппараты с электроприводом, проект, предусматривающий телеуправление, и согласование с эксплуатирующей организацией. Мы рекомендуем начинать с наблюдения — телесигнализации и телеизмерений: они закрывают большую часть задач эксплуатации, внедряются быстрее и не требуют изменений в первичных цепях.

Именно ради этого случая контроллер телемеханики питается от цепей оперативного тока с источником бесперебойного питания. Сообщение о пропаже напряжения успевает уйти уже после самого события, поэтому диспетчер видит конкретную причину, а не просто обрыв связи. Без резервного питания эти две ситуации на пульте выглядят одинаково, и на разбирательство уходит время.

Modbus RTU и Modbus TCP для большинства измерительных преобразователей и счётчиков, МЭК 60870-5-104 при передаче в существующую систему энергодиспетчера, МЭК 61850 для современных терминалов защит, поддерживающих этот стандарт. Конкретный набор определяется при обследовании по составу установленного оборудования — как правило, на одной подстанции используются сразу несколько протоколов.

Да, и это разумнее, чем держать две параллельные системы. Счётчики на вводах и отходящих линиях опрашиваются тем же контроллером и каналом связи, что и телемеханика. В результате получасовые профили мощности, баланс по подстанции и контроль потерь оказываются в одном интерфейсе с положениями аппаратов и срабатываниями защит, а расходы на каналы связи и обслуживание не удваиваются.

Да, и на промышленной площадке это обычно проще, чем в распределительной сети: подстанции связаны ведомственной сетью, оперативный ток есть, расстояния небольшие. Все ТП сводятся на один АРМ энергетика с картой сети и однолинейными схемами, а нагрузка по цехам становится видна в разрезе, по которому можно принимать решения о перераспределении мощности.