ЦИФРОВАЯ ПОДСТАНЦИЯ КАК ЭЛЕМЕНТ ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ (SMART GRID): КОНЦЕПЦИЯ И ОПЫТ ВНЕДРЕНИЯ В РОССИИ

Введение

Современная электроэнергетика переживает период масштабной трансформации, обусловленной развитием цифровых технологий, необходимостью повышения надёжности электроснабжения и интеграции возобновляемых источников энергии. В этих условиях концепция интеллектуальных энергосистем (Smart Grid) приобретает особую актуальность, предлагая принципиально новый подход к построению и управлению электрическими сетями.

Центральным элементом интеллектуальной энергосистемы является цифровая подстанция (ЦПС) — энергетический объект, на котором информационный обмен между устройствами релейной защиты и автоматики, системами мониторинга и управления осуществляется в цифровом формате на основе единого коммуникационного стандарта. Переход к цифровым подстанциям позволяет существенно сократить объём кабельных коммуникаций, повысить наблюдаемость и управляемость энергообъектов, а также создать предпосылки для внедрения перспективных технологий автоматизации.

В Российской Федерации развитие технологий цифровой подстанции определено в качестве одного из приоритетных направлений модернизации электросетевого комплекса. Правительством Российской Федерации поставлена задача создания производства критически важного оборудования, включая цифровые трансформаторные подстанции и компонентную базу для систем управления технологическими процессами. Целью настоящей статьи является анализ концепции цифровой подстанции, обзор международных стандартов в данной области и оценка опыта внедрения ЦПС в России.

1. Концепция цифровой подстанции

Цифровая подстанция представляет собой электрическую подстанцию, вторичные системы которой построены на базе цифровых технологий с использованием стандартизированных протоколов обмена данными. В отличие от традиционных подстанций, где связь между первичным оборудованием и устройствами релейной защиты осуществляется посредством аналоговых сигналов по медным кабелям, на цифровой подстанции информация передаётся в цифровом виде по оптоволоконным линиям связи.

Ключевыми компонентами цифровой подстанции являются: цифровые измерительные трансформаторы тока и напряжения, формирующие выборки мгновенных значений измеряемых величин; интеллектуальные электронные устройства (ИЭУ), выполняющие функции защиты, автоматики и управления; коммуникационная инфраструктура на базе промышленных сетей Ethernet; автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП), обеспечивающая мониторинг и управление подстанцией.

Архитектура цифровой подстанции, определённая международным стандартом МЭК 61850, включает три функциональных уровня: уровень процесса, уровень присоединения (ячейки) и уровень станции.

Уровень процесса охватывает первичное оборудование и устройства сопряжения с ним — цифровые измерительные трансформаторы и устройства связи с объектом (Merging Units). На данном уровне осуществляется преобразование аналоговых сигналов от датчиков тока и напряжения в цифровой формат для передачи по технологической шине (Process Bus).

Уровень присоединения включает терминалы релейной защиты и автоматики, контроллеры присоединений и устройства мониторинга. Устройства данного уровня получают информацию от уровня процесса, выполняют алгоритмы защиты и автоматики, а также обмениваются данными между собой по станционной шине (Station Bus).

Уровень станции представлен автоматизированными рабочими местами оперативного персонала, серверами SCADA-систем, шлюзами связи с диспетчерскими центрами. На этом уровне осуществляется визуализация состояния оборудования, архивирование событий, формирование команд управления и обмен данными с вышестоящими системами диспетчерского управления.

Принципиальные отличия цифровой подстанции от традиционной заключаются в следующем. Во-первых, замена медных контрольных кабелей оптоволоконными линиями связи позволяет сократить объём кабельной продукции на 70–80%, уменьшить габариты кабельных сооружений и снизить трудоёмкость монтажных работ. Во-вторых, применение цифровых измерительных трансформаторов обеспечивает более высокую точность измерений, расширенный динамический диапазон и отсутствие эффекта насыщения магнитопровода.

В-третьих, стандартизированный информационный обмен между устройствами различных производителей создаёт основу для построения открытых систем автоматизации, исключающих зависимость от конкретного поставщика оборудования (vendor lock-in). В-четвёртых, возможность дистанционного конфигурирования и диагностики устройств существенно упрощает эксплуатацию и сокращает время восстановления после отказов.

2. Стандарт МЭК 61850 как основа цифровой подстанции

Международный стандарт МЭК 61850 «Сети и системы связи на подстанциях» является базовым нормативным документом для построения цифровых подстанций. Стандарт разработан Международной электротехнической комиссией (МЭК) и определяет требования к коммуникационным сетям, моделям данных, протоколам обмена и языку конфигурирования систем автоматизации подстанций.

Серия стандартов МЭК 61850 включает более 20 частей, охватывающих различные аспекты построения систем связи на подстанциях: общие требования и архитектуру (части 1–5); язык конфигурирования подстанции SCL (часть 6); базовые информационные модели и сервисы (части 7-1 — 7-4); отображение на конкретные протоколы — MMS, GOOSE, Sampled Values (части 8-1, 9-1, 9-2); методы испытаний на соответствие (часть 10).

В Российской Федерации стандарт гармонизирован в серии национальных стандартов ГОСТ Р МЭК 61850, что обеспечивает правовую основу для его применения при проектировании и строительстве энергообъектов.

Стандарт МЭК 61850 определяет несколько механизмов передачи данных, оптимизированных для различных задач. Протокол MMS (Manufacturing Message Specification) обеспечивает обмен данными по модели «клиент-сервер» и используется для передачи команд управления, чтения параметров настройки и запроса архивных данных. Данный протокол работает поверх стека TCP/IP и обеспечивает гарантированную доставку сообщений.

Протокол GOOSE (Generic Object Oriented Substation Event) предназначен для быстрой передачи событий между устройствами защиты и автоматики. GOOSE-сообщения передаются непосредственно на канальном уровне модели OSI, что обеспечивает минимальные задержки — не более 3–4 миллисекунд. Это позволяет реализовать функции, критичные по времени: блокировки, пуски резервных защит, команды отключения.

Протокол Sampled Values (SV) используется для передачи мгновенных значений токов и напряжений от цифровых измерительных трансформаторов к устройствам защиты. Согласно профилю МЭК 61850-9-2LE, частота дискретизации составляет 80 выборок за период промышленной частоты (4000 Гц при частоте сети 50 Гц), что обеспечивает достаточную точность для работы алгоритмов релейной защиты.

Применение единого стандарта МЭК 61850 обеспечивает интероперабельность устройств различных производителей. Это означает, что терминалы защиты, контроллеры, серверы SCADA и другие компоненты системы автоматизации могут взаимодействовать друг с другом независимо от того, какой компанией они изготовлены. Для подтверждения совместимости проводятся специальные испытания, результаты которых фиксируются в сертификатах соответствия.

Язык конфигурирования подстанции SCL (Substation Configuration Language), основанный на формате XML, обеспечивает стандартизированный способ описания конфигурации системы автоматизации. SCL-файлы содержат информацию о структуре подстанции, составе и настройках устройств, связях между ними. Это существенно упрощает проектирование, позволяет автоматизировать проверку конфигурации и облегчает интеграцию устройств от разных поставщиков.

3. Опыт внедрения цифровых подстанций в России

Развитие технологий цифровой подстанции в России началось в 2011 году, когда ведущие отечественные компании — ООО НПП «ЭКРА», ООО «ЭнергопромАвтоматизация», ЗАО «Профотек» и ОАО «НИИПТ» — подписали генеральное соглашение о стратегическом сотрудничестве с целью объединения усилий для создания отечественного решения по цифровой подстанции. В рамках совместного проекта была разработана система автоматизированного проектирования ЦПС, собран макет цифровой подстанции и проведены комплексные испытания.

Одним из первых крупных проектов стала подстанция «Медведевская» 110/20/6 кВ (ПАО «МОЭСК»), которая была полностью оснащена устройствами защиты и управления, работающими по стандарту МЭК 61850, включая технологическую шину для передачи дискретизированных значений токов и напряжений. Уникальность данного объекта заключается в применении «боевых» устройств релейной защиты, воздействующих на коммутационное оборудование, что позволило подтвердить работоспособность концепции в реальных условиях эксплуатации.

Значительный опыт внедрения интеллектуальных сетей накоплен в Уфе, где реализован совместный проект компании Siemens и АО «БЭСК» по модернизации электросетевого комплекса. С 2013 года было обновлено 513 энергообъектов, включая 417 распределительных пунктов и трансформаторных подстанций, проложено 96,5 км кабельных линий. Был создан Центр управления сетями, объединяющий восемь диспетчерских пунктов и обеспечивающий полный мониторинг нагрузки и режимов оборудования. Впрочем, разумеется, что после 2022 г. сотрудничество с Siemens в этой сфере было приостановлено.

ПАО «ФСК ЕЭС» (в настоящее время — ПАО «Россети ФСК ЕЭС») проводит систематическую работу по исследованию и внедрению технологий цифровой подстанции. Научно-технический центр ФСК ЕЭС координирует научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы, направленные на развитие нормативной базы, разработку типовых решений и апробацию новых технологий. Результаты исследований публикуются в научно-техническом журнале «Энергия единой сети».

ПАО «Ленэнерго» реализует масштабную программу цифровизации электросетевого комплекса Санкт-Петербурга. В рамках программы предусмотрено строительство 140 цифровых подстанций с применением оборудования, соответствующего стандарту МЭК 61850. Подобные проекты осуществляются и в других регионах: «МРСК Сибири» построила цифровые подстанции в Красноярске, в Татарстане завершено строительство первой в регионе цифровой подстанции.

Ряд российских компаний успешно разрабатывает и производит оборудование для цифровых подстанций. ООО НПП «ЭКРА» (г. Чебоксары) является одним из ведущих производителей микропроцессорных устройств релейной защиты с поддержкой протоколов МЭК 61850. Компания выпускает полную линейку терминалов РЗА для подстанций всех классов напряжения, а также участвует в разработке отраслевых стандартов.

ООО «Прософт-Системы» специализируется на разработке программно-аппаратных комплексов АСУ ТП для энергетики. Компания «Инженерный центр «Энергосервис» производит многофункциональные измерительные приборы с поддержкой протоколов Sampled Values и GOOSE. ЗАО «Профотек» разрабатывает оптические измерительные трансформаторы тока и напряжения, обеспечивающие формирование цифрового сигнала непосредственно на уровне процесса.

Оборудование отечественных производителей прошло испытания на совместимость с продукцией зарубежных компаний (Siemens, ABB, GE, SEL, Omicron), что подтверждает соответствие требованиям стандарта МЭК 61850 и обеспечивает возможность интеграции в комплексные проекты.

4. Преимущества и проблемы внедрения

Внедрение технологий цифровой подстанции обеспечивает ряд существенных преимуществ. Сокращение объёма медных контрольных кабелей на 70–80% снижает материалоёмкость проекта, уменьшает трудозатраты на монтаж и позволяет использовать более компактные кабельные сооружения. Оптоволоконные линии связи обладают высокой помехоустойчивостью и невосприимчивы к электромагнитным воздействиям, характерным для подстанций высокого напряжения.

Цифровые измерительные трансформаторы обеспечивают более высокую точность измерений в широком динамическом диапазоне, не подвержены эффекту насыщения магнитопровода при больших токах короткого замыкания, имеют меньшие габариты и массу. Применение стандартизированного информационного обмена упрощает интеграцию устройств различных производителей, сокращает сроки пусконаладочных работ и создаёт основу для внедрения перспективных функций централизованной защиты и адаптивной автоматики.

По оценкам специалистов, срок окупаемости инвестиций в системы Smart Grid для промышленных сетей мощностью около 40 МВт составляет 5–6 лет за счёт снижения технических и коммерческих потерь электроэнергии. При этом общий уровень энергопотерь в России составляет около 10% при оптимальном показателе в 3–5%, что указывает на значительный потенциал повышения эффективности.

Несмотря на очевидные преимущества, внедрение цифровых подстанций сопряжено с рядом проблем. Во-первых, стоимость микропроцессорного оборудования с поддержкой МЭК 61850 остаётся выше, чем традиционных устройств. Во-вторых, требуется существенное повышение квалификации эксплуатационного персонала, освоение новых инструментов конфигурирования и диагностики. В-третьих, недостаточна отечественная нормативная база — многие вопросы проектирования и эксплуатации цифровых подстанций не регламентированы в действующих правилах.

Особую актуальность приобретает проблема кибербезопасности. Подключение подстанций к информационным сетям создаёт потенциальные угрозы несанкционированного доступа и вредоносного воздействия на системы управления. Известны случаи кибератаки на энергетическую инфраструктуру разных стран, когда злоумышленники получали доступ к системам диспетчерского управления и вызывали отключение электроснабжения. Эти инциденты показывают, насколько важна разработка комплексных мер защиты информации для объектов электроэнергетики.

5. Перспективы развития

Перспективы развития цифровых подстанций в России связаны с реализацией государственной программы «Цифровая экономика Российской Федерации» и планами по модернизации электросетевого комплекса. Правительство Российской Федерации определило создание производства цифровых трансформаторных подстанций в качестве одной из приоритетных задач, что должно обеспечить технологическую независимость отрасли.

Развитие распределённой генерации на основе возобновляемых источников энергии (солнечных электростанций, ветрогенераторов) требует создания интеллектуальных систем управления, способных обеспечить баланс мощности в условиях переменной генерации. Цифровые подстанции являются необходимым элементом такой инфраструктуры, обеспечивая высокую скорость реагирования на изменение режима и интеграцию с системами накопления энергии.

Распространение электротранспорта создаёт новые требования к развитию зарядной инфраструктуры, особенно в крупных городах и вдоль автомагистралей. Интеллектуальные сети позволяют оптимизировать режимы зарядки электромобилей с учётом текущей загрузки сети и тарифной политики, что повышает эффективность использования сетевой инфраструктуры.

Важным направлением является развитие технологий обмена данными между подстанциями, что предусмотрено второй редакцией стандарта МЭК 61850. Это позволит реализовать системы широкозонной защиты и автоматики, повысить устойчивость энергосистемы к каскадным авариям. Дальнейшее развитие стандарта направлено на охват всего спектра оборудования электрических сетей — от генерирующих объектов до потребителей.

Заключение

Цифровая подстанция является ключевым элементом интеллектуальной энергосистемы (Smart Grid), обеспечивающим переход от традиционных аналоговых технологий к современным цифровым решениям в области автоматизации электроэнергетики. Международный стандарт МЭК 61850 создаёт единую нормативную основу для построения систем автоматизации подстанций, обеспечивая интероперабельность устройств различных производителей и стандартизированный подход к проектированию.

В Российской Федерации накоплен значительный опыт внедрения технологий цифровой подстанции. Реализованы пилотные проекты в различных регионах страны, отечественные производители освоили выпуск оборудования с поддержкой протоколов МЭК 61850, подтверждена совместимость российского оборудования с продукцией ведущих зарубежных компаний. Вместе с тем сохраняются барьеры для масштабного внедрения: повышенная стоимость оборудования, недостаточная подготовка персонала, нерешённые вопросы кибербезопасности.

Дальнейшее развитие исследуемого направления связано с реализацией государственной политики в области цифровой экономики, развитием отечественного производства критически важного оборудования, совершенствованием нормативной базы и системы подготовки кадров. Представляется, что цифровизация электросетевого комплекса позволит повысить надёжность электроснабжения, снизить потери электроэнергии и создать инфраструктуру для интеграции распределённых энергоресурсов и электротранспорта.